RU2375559C1 - Oil production method - Google Patents
Oil production method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2375559C1 RU2375559C1 RU2008149268/06A RU2008149268A RU2375559C1 RU 2375559 C1 RU2375559 C1 RU 2375559C1 RU 2008149268/06 A RU2008149268/06 A RU 2008149268/06A RU 2008149268 A RU2008149268 A RU 2008149268A RU 2375559 C1 RU2375559 C1 RU 2375559C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- pressure
- water
- steam
- pipeline
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на залегающие нефтяные пласты при подаче в них рабочего вещества.The invention relates to the oil industry and is intended for the production of highly viscous oil through thermal exposure to the underlying oil reservoirs when applying the working substance.
Известен паросиловой способ добычи тяжелой нефти из скважин напорным и заборным трубопроводами, в котором на входе в напорный трубопровод к нефтеносному слою подают под давлением рабочее вещество - водяной пар и извлекают из заборного трубопровода нефть (патент РФ №2117756, 1998 г.).There is a known steam-powered method for producing heavy oil from wells by pressure and intake pipelines, in which a working substance, water vapor, is supplied under pressure to the oil layer at the entrance to the pressure pipeline and oil is extracted from the intake pipeline (RF patent No. 2117756, 1998).
Недостатком способа является снижение темпа нагнетания пара при его закачке в нагнетательные скважины, заметная продолжительность периода закачки пара, в течение которого отбор нефти из пласта не ведут. Снижение темпа нагнетания пара приводит к снижению темпа прогрева нефтяных пластов и, соответственно, к увеличению сроков его разработки. Генерация пара на поверхности земли приводит к значительной конденсации его по длине напорного трубопровода, по крайней мере, на начальном этапе его подачи, к снижению интенсивности разогрева нефтяных пластов.The disadvantage of this method is the decrease in the rate of steam injection during its injection into injection wells, a noticeable duration of the period of steam injection, during which the selection of oil from the reservoir is not conducted. A decrease in the rate of steam injection leads to a decrease in the rate of heating of oil reservoirs and, consequently, to an increase in the timing of its development. Steam generation on the surface of the earth leads to its significant condensation along the length of the pressure pipe, at least at the initial stage of its supply, to a decrease in the intensity of heating of oil reservoirs.
В этом плане перенесение процесса генерации пара на конец напорного трубопровода, непосредственно расположенного в зоне залегания нефтяных пластов, было бы более эффективным.In this regard, the transfer of the steam generation process to the end of the pressure pipeline, located directly in the zone of occurrence of oil reservoirs, would be more effective.
Известен "Гравитационный паросиловой способ добычи нефти" с использованием напорного и заборного трубопровода, при котором по напорному трубопроводу в нефтеносный слой вводят рабочее вещество под давлением, выше давления в нефтеносном слое, и через заборный трубопровод извлекают на поверхность нефть. Способ может быть использован для добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2245999, 1998 г.).The known "Gravity steam-power method of oil production" using a pressure and intake pipe, in which a pressure substance is injected into the oil layer through a pressure pipe above the pressure in the oil layer, and oil is extracted through the intake pipe to the surface. The method can be used for the production of highly viscous oil (RF patent No. 2245999, 1998).
Важным признаком данного способа является то, что испарение рабочего вещества происходит на выходе из напорного трубопровода. Однако для этого в качестве рабочего вещества используется легкокипящая жидкость, в частности аммиак, имеющий низкую температуру кипения Ткип=-33°С (при давлении 105 Па). В данном техническом решении легкокипящую жидкость подают в напорный трубопровод под давлением, достаточным для ее диспергирования на мельчайшие капли и создания пены из пузырьков легкокипящей жидкости и нефти. Образующуюся пену из пласта подают в заборный трубопровод и извлекают на поверхность в виде смеси пара легкокипящей жидкости и нефти. Затем смесь сепарируют, собирают нефть, а пар легкокипящей жидкости конденсируют для повторного использования в скважине. В данном техническом решении используется эффект испарения легкокипящей жидкости, в частности аммиака, который впрыскивается в парообразном состоянии в нефтеносный слой.An important feature of this method is that the evaporation of the working substance occurs at the outlet of the pressure pipe. However, for this as the working substance used low-boiling liquid, in particular ammonia, having a low boiling point T refluxing = -33 ° C (at a pressure of 10 5 Pa). In this technical solution, low-boiling liquid is fed into the pressure pipe under pressure sufficient to disperse it into tiny drops and create foam from bubbles of low-boiling liquid and oil. The resulting foam from the formation is fed into the intake pipe and removed to the surface in the form of a mixture of a pair of boiling liquid and oil. The mixture is then separated, oil is collected, and the steam of the boiling liquid is condensed for reuse in the well. This technical solution uses the effect of evaporation of a low boiling liquid, in particular ammonia, which is injected in a vapor state into the oil layer.
Однако это техническое решение имеет определенные недостатки. Во-первых, добыча нефти здесь связана с использованием аммиака, то есть рабочей среды, отличающейся сложностями в эксплуатации (в том числе связанными с техникой безопасности, с защитой окружающей среды и др.). Во-вторых, хотя здесь и используется эффект испарения рабочего вещества с последующим впрыском его в парообразном состоянии в нефтеносный слой, но никакого разогрева залегающих пластов нефти и размягчения этих слоев при этом не осуществляется. Более того, при впрыске аммиака в нефтяной пласт происходит охлаждение нефти (см. описание к патенту), то есть фактически она становится еще более вязкой.However, this technical solution has certain disadvantages. Firstly, oil production here is associated with the use of ammonia, that is, a working environment characterized by difficulties in operation (including those related to safety measures, environmental protection, etc.). Secondly, although the effect of evaporation of the working substance with its subsequent injection in a vapor state into the oil-bearing layer is used here, no heating of the underlying oil layers and softening of these layers is carried out. Moreover, when ammonia is injected into the oil reservoir, the oil is cooled (see the description of the patent), that is, in fact, it becomes even more viscous.
Технический результат достигается посредством образования пены, в которой объемная доля аммиака превосходит объем добываемой нефти. При этом после поднятия пены на поверхность земли используются процедуры сепарирования смеси, сбора аммиака и его конденсации, последующего направления жидкого аммиака в напорный трубопровод. То есть при данном способе добычи нефти необходимо использовать целый набор достаточно сложных технических средств (в том числе холодильный агрегат, компрессор, сепаратор).The technical result is achieved through the formation of foam, in which the volume fraction of ammonia exceeds the volume of oil produced. In this case, after raising the foam to the surface of the earth, the separation procedure of the mixture, the collection of ammonia and its condensation, the subsequent direction of liquid ammonia into the pressure pipe are used. That is, with this method of oil production it is necessary to use a whole set of rather complicated technical means (including a refrigeration unit, compressor, separator).
Для повышения нефтеотдачи предлагается использовать тепловой метод воздействия на нефтяные пласты. При этом производится нагнетание в эти пласты подогретого и подаваемого под давлением теплоносителя, в том числе горячей воды (Конференция ИВТ СО РАН, Алматы, Казахстан, 6-10 октября 2004 г., Орунханов М.К., Каримов А.К., Зулкарнаева Д.Е., Талжанов Д.Е. "Исследование энергетического состояния нефтяного пласта при различной технологии закачки горячей воды". Казахский Национальный Университет имени аль-Фараби, Алматы - прототип).To increase oil recovery, it is proposed to use the thermal method of impact on oil reservoirs. At the same time, heated and pressurized coolant, including hot water, is injected into these layers (Conference of the Institute of Information Technology of the SB RAS, Almaty, Kazakhstan, October 6-10, 2004, Orunkhanov MK, Karimov AK, Zulkarnaeva DE, Talzhanov DE "Study of the energy state of the oil reservoir with various hot water injection technology." Al-Farabi Kazakh National University, Almaty - prototype).
Этот способ также нелишен недостатков. При закачке горячей воды в нефтяные пласты разогревание этих пластов (и, соответственно, их размягчение) производится за счет отбора тепла от теплоносителя (воды). Эффективность нагревания нефтяных пластов ограничивается величинами теплоемкости теплоносителя и температурой его подачи. Энергия же тепловой конденсации рабочего вещества в паровой фазе, то есть энергия фазового перехода "вода-пар", в данном случае не используется.This method also has disadvantages. When hot water is pumped into oil reservoirs, the heating of these reservoirs (and, accordingly, their softening) is carried out by taking heat from the coolant (water). The efficiency of heating oil reservoirs is limited by the heat capacity of the coolant and the temperature of its supply. The energy of thermal condensation of the working substance in the vapor phase, that is, the energy of the water-vapor phase transition, is not used in this case.
Целью настоящего изобретений является повышение эффективности разработки высоковязких нефтяных слоев путем более интенсивного их разогрева за счет генерации водяного пара с последующим впрыском его непосредственно в области расположения нефтяных слоев.The aim of the present invention is to increase the efficiency of the development of high-viscosity oil layers by more intensive heating due to the generation of water vapor with its subsequent injection directly in the area of the oil layers.
Поставленная цель достигается тем, что через напорный трубопровод в нефтеносный слой подают под давлением, превышающем давление в нефтеносном слое, нагретую воду, и через заборный трубопровод извлекают на поверхность нефть. При этом подачу воды в напорный трубопровод производят при давлении и температуре, которые исключают фазовый переход воды из жидкости в пар в напорном трубопроводе и достаточны для осуществления этого фазового перехода на выходе из этого трубопровода. Образовавшийся пар подают в нефтеносный слой.This goal is achieved by the fact that through the pressure pipe into the oil layer serves heated water at a pressure higher than the pressure in the oil layer, and oil is extracted through the intake pipe to the surface. In this case, the water supply to the pressure pipe is carried out at a pressure and temperature that exclude the phase transition of water from liquid to steam in the pressure pipe and are sufficient to effect this phase transition at the outlet of this pipeline. The resulting steam is fed into the oil layer.
Способ добычи нефти из скважин напорным и заборным трубопроводами заключается в следующем. В нефтеносный слой по напорному трубопроводу подают под давлением предварительно нагретую на поверхности земли воду. Давление и температура воды на входе в напорный трубопровод обеспечиваются, во-первых, такими, которые исключают фазовый переход воды из жидкости в пар по длине напорного трубопровода. Это делается для того, чтобы не наблюдалось преждевременного вскипания воды по длине напорного трубопровода. Во-вторых, воду на входе в напорный трубопровод подают при таком давлении и температуре, которые обеспечивают фазовый переход (испарение) на выходе из этого трубопровода, и подают воду в виде пара в нефтеносный слой.The method of oil production from wells by pressure and intake pipelines is as follows. Water preliminarily heated on the surface of the earth is fed into the oil layer through a pressure pipe. The pressure and temperature of the water at the inlet to the pressure pipe are provided, firstly, by those that exclude the phase transition of water from liquid to steam along the length of the pressure pipe. This is done so that premature boiling of water along the length of the pressure pipe is not observed. Secondly, the water at the inlet to the pressure pipe is supplied at a pressure and temperature that provide a phase transition (evaporation) at the outlet of this pipe, and feed water in the form of steam into the oil layer.
Заборный и напорный трубопроводы могут быть расположены коаксиально относительно друг друга.Intake and pressure pipelines can be located coaxially relative to each other.
Заборный и напорный трубопроводы, как правило, выполняются теплоизолированными.Intake and pressure pipelines, as a rule, are thermally insulated.
В заявляемом способе существенным является то, что в нефтяные пласты подают не подогретую воду, не паро-водяную смесь, а воду исключительно в паровой фазе, причем генерацию этой паровой фазы осуществляют в выходной части напорного трубопровода, размещенного в области нефтяного пласта.In the inventive method, it is essential that unheated water, not a steam-water mixture, but water is supplied exclusively to the vapor phase in the oil reservoirs, and the generation of this vapor phase is carried out in the outlet part of the pressure pipe located in the region of the oil reservoir.
Генерация пара на конце напорного трубопровода, непосредственно расположенного в зоне залегания нефтяных пластов, по сравнению со способом-прототипом, позволяет более интенсивно производить разогрев этих пластов, что приводит к их более эффективному размягчению, поскольку при конденсации пара в зоне залегания нефтяных пластов эта генерация позволяет выделить в них значительное количество тепловой энергии, определяемой дополнительно теплотой конденсации пара, а не только теплоемкостью воды и температурой ее подачи. Это повышает в целом эффективность разработки нефтяных слоев.Steam generation at the end of a pressure pipeline directly located in the zone of occurrence of oil reservoirs, in comparison with the prototype method, allows more intensive heating of these reservoirs, which leads to more efficient softening, since this generation allows steam to condense in the zone of occurrence of oil reservoirs to allocate a significant amount of thermal energy in them, which is additionally determined by the heat of condensation of the steam, and not just the heat capacity of the water and the temperature of its supply. This increases the overall efficiency of the development of oil layers.
Задача генерации пара на конце напорного трубопровода связана с проблемой создания на конце этого трубопровода таких параметров воды, которые бы устойчиво обеспечили фазовый переход "вода - пар", при этом несильно понижая ее температуру.The problem of generating steam at the end of the pressure pipeline is associated with the problem of creating at the end of this pipeline water parameters that would provide a stable water-vapor phase transition, while slightly lowering its temperature.
Для обеспечения фазового перехода "вода-пар" при атмосферном давлении и температуре 100°С требуется значительное количество тепла, теплота парообразования в этих условиях составляет 2,3×106 Дж/кг. Однако при повышении температуры и давления в напорном трубопроводе, в том числе при приближении параметров вещества к их критическому состоянию, величина теплоты парообразования начинает заметно уменьшаться. К примеру, при давлении в 12 МПа (120 атмосфер) и температуре ~300°С теплота парообразования составит для воды ~1,3×106 Дж/кг, то есть уменьшится почти вдвое по сравнению с теплотой парообразования при атмосферном давлении (см., например, Варгафтик Н.В. "Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей", Гос. изд-во физ-мат. лит-ры, 1962 г.). При подходе же к критическому состоянию воды (~370°С, 22 МПа) теплота парообразования будет стремиться к нулю, что не потребует никаких дополнительных энергетических затрат на испарение воды при любой скорости ее подачи в нефтяные пласты.To ensure a water-vapor phase transition at atmospheric pressure and a temperature of 100 ° C, a significant amount of heat is required, the heat of vaporization under these conditions is 2.3 × 10 6 J / kg. However, with increasing temperature and pressure in the pressure pipe, including when the parameters of the substance approach their critical state, the heat of vaporization begins to decrease markedly. For example, at a pressure of 12 MPa (120 atmospheres) and a temperature of ~ 300 ° C, the heat of vaporization for water will be ~ 1.3 × 10 6 J / kg, that is, it will decrease almost by half compared with the heat of vaporization at atmospheric pressure (see , for example, Vargaftik N.V. "Handbook of Thermophysical Properties of Gases and Liquids", State Publishing House of Physics and Mathematics, 1962). When approaching the critical state of water (~ 370 ° C, 22 MPa), the heat of vaporization will tend to zero, which will not require any additional energy costs for the evaporation of water at any rate of its supply to oil reservoirs.
Здесь следует отметить, что создание давлений порядка 10 МПа на конце заборного трубопровода не требует создания такого же давления на входе в данный трубопровод, то есть давления на выходе из насоса, подающего воду в напорный трубопровод. К примеру, при глубине залегания нефтяного пласта в 1000 м отличие давления на входе в напорный трубопровод (то есть на поверхности земли) от давления, создающегося на конце напорного трубопровода, расположенного в нефтяном пласте, будет составлять ~10 МПа (100 атмосфер). Поэтому при глубоком залегании нефтяных пластов имеется возможность подавать воду в напорный трубопровод при давлениях, намного меньших, чем критическое давление, что существенно упрощает требования, предъявляемые к наземному насосному оборудованию.It should be noted that the creation of pressures of the order of 10 MPa at the end of the intake pipe does not require the creation of the same pressure at the inlet to this pipeline, that is, the pressure at the outlet of the pump that supplies water to the pressure pipe. For example, with an oil formation depth of 1000 m, the difference between the pressure at the inlet to the pressure pipe (i.e., on the surface of the earth) and the pressure created at the end of the pressure pipe located in the oil formation will be ~ 10 MPa (100 atmospheres). Therefore, with deep occurrence of oil reservoirs, it is possible to supply water to the pressure pipe at pressures much lower than the critical pressure, which greatly simplifies the requirements for ground-based pumping equipment.
Причем даже при генерации пара на выходе из напорного трубопровода при параметрах, несколько удаленных от критических параметров для воды (например, при давлении в 12 МПа и температуре ~300°С) преобразование воды из жидкости в пар не будет сопровождаться значительным понижением температуры пара, которое могло бы привести не к подогреву, а к охлаждению нефтеносного слоя, как это происходит в техническом решении, защищенном патентом РФ №2245999. Это связано с тем, что, как было показано выше, с увеличением давления и температуры воды теплота парообразования заметно уменьшается.Moreover, even when steam is generated at the outlet of the pressure pipe with parameters somewhat remote from the critical parameters for water (for example, at a pressure of 12 MPa and a temperature of ~ 300 ° C), the conversion of water from liquid to steam will not be accompanied by a significant decrease in steam temperature, which could lead not to heating, but to cooling of the oil-bearing layer, as this happens in the technical solution, protected by RF patent No. 225999. This is due to the fact that, as shown above, with increasing pressure and water temperature, the heat of vaporization noticeably decreases.
Если же в тех или иных частных случаях добычи возникнут сложности в организации нагрева воды до высоких температур на выходе из напорного трубопровода, в той или иной степени приближающихся к критической температуре, то на конце напорного трубопровода может быть размещен дополнительно источник энергии подогрева воды.If in some particular cases of production there are difficulties in organizing the heating of water to high temperatures at the outlet of the pressure pipe, to one degree or another approaching the critical temperature, then an additional source of energy for heating the water can be placed at the end of the pressure pipe.
При этом физический принцип нагревания может быть различным. Важным здесь является то, что вода, подаваемая в нефтяные пласты, должна находиться в паровой фазе. В этом случае нефтяным пластам будет сообщаться теплота конденсации воды. Поскольку процесс конденсации в объеме нефтяного пласта будет осуществляться при температуре, заметно более низкой, чем критическая, и более низком давлении (согласно заявляемому техническому решению обеспечивается перепад давления между давлением воды на конце напорного трубопровода и давлением нефти в нефтеносном слое, как минимум, для обеспечения ввода пара в нефтеносный слой), то при конденсации пара нефтеносному слою будет сообщаться значительное количество тепла, определяемое, прежде всего теплотой конденсации воды. При этом с течением времени конденсирующаяся вода, занимая объем размягчаемой, вытесняемой и добываемой нефти, будет заполнять освобождающийся объем в нефтяных пластах и одновременно выполнять роль теплоносителя, обеспечивающего передачу тепла от парового конденсата к нефтяным слоям.In this case, the physical principle of heating can be different. What is important here is that the water supplied to the oil reservoirs must be in the vapor phase. In this case, the heat of condensation of water will be communicated to the oil reservoirs. Since the process of condensation in the volume of the oil reservoir will be carried out at a temperature noticeably lower than critical and lower pressure (according to the claimed technical solution, a pressure difference between the water pressure at the end of the pressure pipe and the oil pressure in the oil layer is ensured, at least to ensure when steam is introduced into the oil layer), a significant amount of heat will be communicated during steam condensation to the oil layer, determined primarily by the heat of condensation of the water. In this case, over time, condensing water, occupying the volume of softened, displaced and produced oil, will fill the released volume in oil reservoirs and at the same time serve as a coolant, providing heat transfer from steam condensate to oil layers.
Пример осуществления заявляемого способа поясняется чертежом, где изображена схема комплекса для добычи нефти.An example implementation of the proposed method is illustrated in the drawing, which shows a diagram of a complex for oil production.
Комплекс добычи нефти включает в себя заборный трубопровод 1, напорный трубопровод 2, насос для откачки нефти 3 (данный насос может отсутствовать при эксплуатации, если будет обеспечена высокая степень размягчения нефти с последующим вытеснением водой, подаваемой в нефтяные пласты под достаточно высоким давлением), напорный насос 4 для подачи воды в напорный трубопровод 2, нагреватель 5. Выходная часть 6 напорного трубопровода 2 располагается в объеме нефтяного пласта 7. Выход 6 напорного трубопровода 2 снабжен специальным устройством 8 ввода пара в нефтеносный слой, которое может содержать источник энергии для дополнительного подогрева воды и дроссельный элемент для впрыска ее в объем нефтяного слоя и преобразования из жидкого состояния в парообразное (данные элементы не показаны). На выходе 6 напорного трубопровода 2 образуется паровая зона 9, а затем и зона сконденсировавшегося пара 10, то есть зона жидкости.The oil production complex includes an intake pipe 1, a
В качестве нагревателя может быть использован, например, электродуговой плазмотрон (патент РФ №2223997), который способен обеспечить дополнительный нагрев воды до высоких температур (340°С), близких к критическим, при высоком давлении (до 22 МПа). При обеспечении таких параметров на выходе из напорного трубопровода за счет использования дополнительного нагрева уже не требуется создания высокого давления и высоких температур воды на входе в напорный трубопровод. Поэтому для подачи воды в напорный трубопровод в этом случае могут использоваться широко распространенные и давно разработанные средства подачи жидкого теплоносителя в напорный трубопровод. Например, известны промышленные установки для подачи воды в нефтеносный слой, обеспечивающие подачу воды на входе в напорный трубопровод при давлении порядка 2,5 МПа и температуре порядка 200°С («Термические методы воздействия на нефтяные пласты» Ф.Г.Аржанов, Д.Г.Антониади, А.Р.Гарушев и др. - М., издательство «Недра», 1995 г.). К настоящему времени разработаны более совершенные установки для обеспечения нагрева рабочего вещества, в том числе воды в промышленных целях до уровня температур ~300°С (например, установка типа «Эдисон»). Известны также насосы типа ЦНС для закачивания воды в нефтеносные пласты, обеспечивающие напор до 1900 м (~19 МПа) (например, насосы, производимые ОАО «Сумское НПО им. М.В.Фрунзе»).As a heater, for example, an electric arc plasmatron (RF patent No. 2223997) can be used, which is able to provide additional heating of water to high temperatures (340 ° C) close to critical at high pressure (up to 22 MPa). When these parameters are provided at the outlet of the pressure pipeline due to the use of additional heating, the creation of high pressure and high water temperatures at the entrance to the pressure pipeline is no longer required. Therefore, to supply water to the pressure pipe in this case, widespread and long-developed means of supplying liquid coolant to the pressure pipe can be used. For example, industrial plants for supplying water to the oil-bearing layer are known, which supply water at the inlet to the pressure pipe at a pressure of about 2.5 MPa and a temperature of about 200 ° C ("Thermal methods of influencing oil reservoirs" F.G. Arzhanov, D. G. Antoniadi, A.R. Garushev and others. - M., Nedra Publishing House, 1995). To date, more advanced installations have been developed to ensure heating of the working substance, including industrial water, to temperatures of ~ 300 ° C (for example, an Edison type plant). Pumps of the central nervous system type are also known for pumping water into oil-bearing formations providing a head up to 1900 m (~ 19 MPa) (for example, pumps manufactured by Sumy NPO named after MV Frunze OJSC).
Следует обратить внимание на одно важное обстоятельство. Высоковязкие нефти нередко залегают на довольно малой глубине. Так, к примеру, глубина залегания высоковязкой нефти на Ашальчинском месторождении в Татарии составляет ~90 м. При этом давление в нефтеносном слое составляет ~0,5 МПа (патенты РФ №2287676, №2287677).One important circumstance should be noted. High-viscosity oils often occur at a rather shallow depth. So, for example, the depth of high-viscosity oil at the Ashalchinskoye field in Tatarstan is ~ 90 m. The pressure in the oil layer is ~ 0.5 MPa (RF patents No. 2287676, No. 2287677).
Такие характеристики залегающих пластов позволяют с довольно высокой эффективностью использовать предлагаемый способ. Во-первых, малые величины глубины залегания высоковязкой нефти позволяют использовать короткие напорные трубопроводы, что является чрезвычайно важным при подаче воды на входе в напорный трубопровод с высокой температурой. Потери тепла в коротких трубопроводах будут существенно меньше, чем в длинных, что позволяет создавать высокие температуры воды на конце напорного трубопровода. В этом случае использование дополнительного источника энергии может стать необязательным. При этом наиболее целесообразно осуществлять подачу воды в верхнюю часть залегающих пластов, расположенных наиболее близко к поверхности земли. Во-вторых, низкое давление в нефтеносном слое на уровне ~0,5 МПа при закачке в него воды даже при относительно низком давлении на входе в напорный трубопровод обеспечивает значительное превышение давления воды над пластовым на конце напорного трубопровода. Это в принципе позволяет установить на конце напорного трубопровода дроссельный элемент в виде сопла с большой степенью расширения.Such characteristics of the underlying formations allow using the proposed method with rather high efficiency. Firstly, small depths of highly viscous oil allow the use of short pressure pipelines, which is extremely important when supplying water at the inlet to a pressure pipe with a high temperature. Heat losses in short pipelines will be significantly less than in long ones, which allows you to create high water temperatures at the end of the pressure pipe. In this case, the use of an additional energy source may become optional. In this case, it is most expedient to supply water to the upper part of the overlying layers located closest to the surface of the earth. Secondly, a low pressure in the oil-bearing layer at a level of ~ 0.5 MPa when water is injected into it even at a relatively low pressure at the inlet to the pressure pipe provides a significant excess of water pressure above the reservoir at the end of the pressure pipe. This, in principle, allows the installation of a throttle element in the form of a nozzle with a large degree of expansion at the end of the pressure pipe.
Заборный трубопровод 1 может быть выполнен отдельно от напорного трубопровода 2 (этот вариант представлен на чертеже), а может быть выполнен коаксиально с напорным трубопроводом. Оба эти трубопровода могут иметь не только вертикальные (как показано на чертеже), но и горизонтальные участки, расположенные в нефтеносном слое.The intake pipe 1 can be performed separately from the pressure pipe 2 (this option is shown in the drawing), and can be made coaxial with the pressure pipe. Both of these pipelines can have not only vertical (as shown in the drawing), but also horizontal sections located in the oil-bearing layer.
Комплекс для добычи нефти по данному способу функционирует следующим образом. На вход напорного насоса 4 поступает вода, подаваемая им в нагреватель 5, после чего она поступает на вход в напорный трубопровод 2. Далее, пройдя напорный трубопровод, вода испаряется на выходе 6 напорного трубопровода 2 и истекает из него, образуя паровую зону 9 в объеме нефтяного пласта 7. Для образования паровой фазы и подачи пара в объем нефтяного пласта 7 может быть использовано устройство 8 ввода пара в нефтяной слой. Затем осуществляется конденсация паровой фазы в объеме нефтяного пласта 7 с выделением теплоты конденсации. При этом первоначально производится разогрев нефтяного пласта 7 сначала путем конденсации на самой нефти поступающего пара, а затем (после накопления конденсата) путем конденсации пара на воде, и передача тепла от воды к нефтяному пласту. В целом эти процессы приводят к нагреванию нефти, ее размягчению, забору через заборный трубопровод 1 с последующим отбором нефти. Для забора нефти может быть использован откачной насос 3. Сконденсированный пар при этом заполняет освобождающееся после забора нефти пространство 10, выполняя роль балласта и одновременно теплоносителя, обеспечивающего передачу тепла от парового конденсата до нефтяных слоев, постоянно увеличивая поверхность контакта сконденсировавшейся воды с нефтяным слоем, что повышает эффективность его прогревания.Complex for oil production by this method operates as follows. Water is supplied to the inlet of the
Таким образом, данный способ позволяет заметно повысить эффективность разработки высоковязких нефтяных слоев путем более интенсивного их разогрева за счет генерации водяного пара и впрыска его непосредственно в области расположения нефтяных слоев. При этом в качестве рабочего вещества используется дешевое, доступное и удобное в эксплуатации средство - вода. При создании комплекса не требуется использования дорогостоящего оборудования и особых ограничений при его эксплуатации.Thus, this method can significantly increase the efficiency of the development of high-viscosity oil layers by heating them more intensively by generating water vapor and injecting it directly in the area of the oil layers. At the same time, as a working substance, a cheap, affordable and convenient tool in use is used - water. When creating the complex, the use of expensive equipment and special restrictions on its operation are not required.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008149268/06A RU2375559C1 (en) | 2008-12-16 | 2008-12-16 | Oil production method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008149268/06A RU2375559C1 (en) | 2008-12-16 | 2008-12-16 | Oil production method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2375559C1 true RU2375559C1 (en) | 2009-12-10 |
Family
ID=41489636
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008149268/06A RU2375559C1 (en) | 2008-12-16 | 2008-12-16 | Oil production method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2375559C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444618C2 (en) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Development method of heavy oil deposit |
| RU2490440C1 (en) * | 2012-09-11 | 2013-08-20 | Государственный научный центр Российской Федерации - федеральное государственное унитарное предприятие "Исследовательский Центр имени М.В. Келдыша" | Oil production method |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
-
2008
- 2008-12-16 RU RU2008149268/06A patent/RU2375559C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Конференция ИВТ СО РАН, Алматы, Казахстан, 6-10 октября 2004. Оруханов М.К. и др. Исследование энергетического состояния нефтяного пласта при различной технологии закачки горячей воды. Казахский Национальный Университет имени аль-Фараби. - Алматы. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2444618C2 (en) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Development method of heavy oil deposit |
| RU2490440C1 (en) * | 2012-09-11 | 2013-08-20 | Государственный научный центр Российской Федерации - федеральное государственное унитарное предприятие "Исследовательский Центр имени М.В. Келдыша" | Oil production method |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11255576B2 (en) | Closed loop energy production from producing geothermal wells | |
| US4201060A (en) | Geothermal power plant | |
| US8650875B2 (en) | Direct exchange geothermal refrigerant power advanced generating system | |
| US4364232A (en) | Flowing geothermal wells and heat recovery systems | |
| US3259186A (en) | Secondary recovery process | |
| CA2760967C (en) | In situ method and system for extraction of oil from shale | |
| US4054176A (en) | Multiple-completion geothermal energy production systems | |
| US20110041500A1 (en) | Supplemental heating for geothermal energy system | |
| US9803626B1 (en) | Thermosiphoning supercritical CO2 in geothermal energy production | |
| US9464514B2 (en) | Methods and systems for enhanced delivery of thermal energy for horizontal wellbores | |
| AU2011248918A1 (en) | Conduction convection reflux retorting process | |
| WO2011049675A1 (en) | System and method for producing geothermal energy | |
| US20140054028A1 (en) | Bitumen recovery process | |
| US4512155A (en) | Flowing geothermal wells and heat recovery systems | |
| MX2014011204A (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores. | |
| WO2010021618A1 (en) | Closed loop energy production from geothermal reservoirs | |
| US20190257183A1 (en) | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir | |
| RU2375559C1 (en) | Oil production method | |
| RU2303128C2 (en) | Method for in-situ thermal processing of hydrocarbon containing formation via backproducing through heated well | |
| GB2549832A (en) | Geothermal power system | |
| CH703613A1 (en) | A method for extracting energy from geothermal sources and investment purpose. | |
| CA2910486C (en) | Method of recovering thermal energy | |
| CA2865290A1 (en) | Device and method for extracting carbonaceous substances from oil sands | |
| RU2569375C1 (en) | Method and device for heating producing oil-bearing formation | |
| RU132127U1 (en) | IN-PLAST HEAT EXCHANGE DEVICE |