RU159925U1 - Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта - Google Patents

Abstract

1. Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта, содержащее обсадную колонну нагнетательной скважины, отличающеся тем, что в обсадной колонне на центраторах установлена колонна насосно-компрессорных труб, к обеим колоннам присоединены электрические кабели от источника электроэнергии, при этом центраторы выполняют роль скважинных нагревателей.2. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что центраторы выполнены из материала, имеющего высокое удельное электрическое сопротивление.3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что центраторы выполнены сборными, содержащими корпус и пружины, при этом пружины выполнены из материала, имеющего высокое удельное электрическое сопротивление.4. Устройство по пп. 1 или 2, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью подачи подогретой воды внутрь колонны насосно-компрессорных труб.

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано 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 и для добычи газогидратов.

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.

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 Баженове кой 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 градуса по Цельсию. 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 процентов.

Наиболее распространенными способами повышения добычи высоковязкой и тяжелой нефти являются термические паро- и парогазовые технологии.

При термической обработке нефтесодержащего пласта паром происходит снижение вязкости нефти под воздействием тепла, термическое расширение нефти, актуализация газонапорного режима, рост подвижностей и фазовых проницаемостей нефти и воды, а также внутрипластовая дистилляция остаточной нефти паром.

По сравнению с простой термической паровой технологией, термическая парогазовая технология представляется более эффективной, так как присутствие в парогазовой смеси, в основном, топочных газов и, в частности, углекислого газа оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, увеличивает проницаемость коллектора, предупреждает разбухание глин, дополнительно снижает вязкость нефти, а также понижает водонефтяной и паронефтяной факторы.

Применение термической парогазовой технологии предполагает использование наземных комплексов генерирования парогазовой смеси или забойных генераторов парогазовой смеси.

Известен разработанный ОАО «РИТЭК» забойный парогазогенератор, генерирующий парогазовую смесь непосредственно на забое и содержащий каналы для ввода воздуха, топливной смеси и воды, топливную форсунку, запальный узел и камеру сгорания с выходным соплом, при этом парогазогенератор дополнительно снабжен форкамерой и камерой испарения, на внутренней поверхности которой выполнены сужающие устройства с секторами сброса воды, а камера сгорания выполнена в виде двух коаксиально расположенных оболочек с возможностью перемещения относительно друг друга и образования рубашки охлаждения, а на наружной поверхности внутренней оболочки камеры сгорания выполнен многозаходный шнек (патент РФ №2316648, МПК E21B 43/24, публикация 2008 г.).

Известный парогазогенератор способен генерировать от 1 до 4 тонн парогазовой смеси в час.Максимальная температура генерируемой известным устройством парогазовой смеси (рабочий агент) - 350°C. Максимально развиваемое известным устройством давление на забое - не более 20 МПа. Известное устройство использует монотопливо, являющееся раствором аммиачной селитры с добавлением водородосодержащих компонентов. Для сжигания монотоплива используется процесс термолиза - сжигание монотоплива при высокой температуре без участия катализатора. Для инициации процесса термолиза в камере сгорания известного устройства требуется обязательный предварительный прогрев монотоплива в течение 5-6 минут до температуры 350°C в форкамере известного устройства.

Недостатками известного забойного парогазогенератора, разработанного ОАО «РИТЭК», являются:

- относительно низкая температура генерируемой парогазовой смеси, достаточная для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой и тяжелой нефти, но недостаточная для поддержания эффективного протекания процессов внутрипластового термического крекинга и внутрипластового пиролиза для извлечения нефти из керогеносодержащих пород, например, Баженовской свиты;

- относительно низкое давление парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, достаточное для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой или тяжелой нефти, залегающей, в основном, на глубинах от 1000 до 1500 метров, но недостаточное для извлечения нефти из керогеносодержащих пород Баженовской свиты, пласты которой характеризуются аномально высоким пластовым давлением до 40-45 МПа;

- относительно невысокая производительность известного устройства по сравнению с наземными парогазогенерирующими установками и проблематичность увеличения производительности известного устройства в силу невозможности увеличения габаритных размеров самого известного устройства на забое, объема камеры сжигания известного устройства и того, что сжигание топливной смеси в камере сжигания известного устройства происходит с образованием открытого пламени. Производительность известного устройства детерминирована, главным образом, объемом камеры сжигания известного устройства и количеством подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства. В случае увеличения количества подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства стабильность процесса факельного сжигания топливной смеси понизится вплоть до прекращения процесса факельного сжигания топлива;

- использование известным устройством только специального монотоплива (жидкая топливная смесь) и невозможность использования других жидких топливных смесей или газообразных топливных смесей на основе метана;

- необходимость обязательного предварительного нагрева монотоплива до температуры 350°C перед его подачей в камеру сгорания известного устройства;

- невозможность обогащения парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, дополнительными компонентами, например, азотом, углекислым газом, водородом и другими газами, - генерирование известным устройством парогазовой смеси с неизменным содержанием в парогазовой смеси только воды и топочных газов, образующихся в результате сжигания монотоплива;

- в составе парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, присутствует сажа, которая образуется при факельном сжигании монотоплива и присутствие которой является нежелательным при парогазовой обработке нефтесодержащих и керогеносодержащих пластов.

Известны каталитические теплогенераторы (патенты РФ №№2124674, 2232942, 2380612), использующие для генерации тепла принцип каталитического беспламенного окисления жидких и газообразных топлив или топливных смесей, относящиеся к теплоэнергетике, и которые могут быть использованы в промышленности, сельском хозяйстве, жилищно-комунальном хозяйстве, на транспорте и других областях для автономного водяного отопления воздушного обогрева, а также горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, зданий и сооружений.

Несмотря на все свои преимущества как специфических устройств, относящихся к теплоэнергетике и предназначенных для генерации тепла, известные каталитические теплогенераторы не могут быть непосредственно использованы для генерации парогазовой или парогазокаталитической смеси на забое скважины по следующим основным причинам:

- габаритные размеры и конструктивные особенности известных устройств не позволяют использовать их на забое скважины;

- конструкции каталитических реакторов известных устройств не предназначены для генерирования парогазовой смеси непосредственно в каталитических реакторах устройств и при непосредственном контакте катализатора с топливной смесью. Съем генерируемого в результате реакции каталитического окисления топлива тепла в известных устройствах происходит за счет использования разного рода теплообменных поверхностей или теплообменников, помещенных в каталитические реакторы известных устройств;

- конструкции известных устройств не предусматривают возможность дополнительного обогащения продуктов каталитического беспламенного сжигания топлива или топливных смесей водой, газами и наноразмерными частицами катализатора;

- конструкции каталитических реакторов известных устройств и типы катализаторов, используемых в каталитических реакторах известных устройств, предполагают минимизацию выбросов углекислого газа и окислов азота, в то время как процесс каталитического беспламенного сжигания жидких или газообразных топливных смесей в заявляемом забойном каталитическом генераторе парогазокаталитической смеси предполагает, напротив, их максимизацию в составе продуктов каталитического сжигания.

Известен также способ термохимического воздействия на пористую среду, в соответствии с которым в продуктивный пласт вместе с водой закачиваются частицы металла, через которые в свою очередь прокачивается реагент - щелочь или кислота. В результате химической экзотермической реакции происходит прогрев продуктивного пласта, для регулирования температуры которого в последующем в продуктивный пласт закачиваются потокорегулирующие реагенты (патент РФ №2399752, E21B 43/24, публикация 2010 г.).

Недостатками известного способа является следующее:

- способ предполагает закачку в продуктивные пласты большого объема воды, что, несомненно, ведет к чрезмерному обводнению продуктивного пласта;

- способ для генерирования внутрипластовых экзотермических химических реакций предполагает использование щелочей и кислот, что усложняет и удорожает процесс термической обработки продуктивного пласта;

- способ не может быть использован для извлечения нефти из керогена, так как рабочая температура известного метода (200 градусов по Цельсию) является для этого недостаточно высокой;

- способ также имеет весьма сложный алгоритм термической обработки продуктивного пласта, заключающийся в последовательной реализации трех отдельных операций: (а) закачка воды с частицами металла, (б) прокачка реагента и (в) закачка потокорегулирующих реагентов;

- способ предполагает закачку в продуктивный пласт большого количества холодной воды и холодных потокорегулирующих реагентов, понижающих температуру продуктивного пласта, что снижает эффективность термохимического воздействия на пористую среду.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является способ обработки пласта, включающий спуск в скважину нагревателя, подачу газовоздушной смеси, подачу в пласт тепла сжигаемых газов, при этом в скважину спускают в качестве нагревателя каталитическую печь, осуществляют нагрев катализатора до температуры каталитического горения смеси, подачу газовоздушной смеси с содержанием метана от 2,35-4,89 и от 16-64,5 объемных процента (заявка РФ на изобретение №2004121821, E21B 43/24, публикация 2006 г.).

К недостаткам известного способа относится:

- продуктом каталитического сжигания в каталитической печи газовоздушной смеси является высокотемпературная газовоздушная смесь, которая содержит незначительное количество топочных газов. Из современного уровня техники известно, что топочные газы (углекислый газ и окислы азота) благоприятствуют повышению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов. При попадании в пласт большого количества углекислого газа и окислов азота растет коэффициент вытеснения нефти, увеличивается проницаемость коллектора, снижается вязкость нефти, понижаются водонефтяной и паронефтяной факторы, при этом присутствие указанных выше газов и их окислов в нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластах препятствует разбуханию глин, что особенно важно для коллекторов с высоким процентным содержанием глины, например коллекторов Баженовской свиты. Поэтому незначительное содержание топочных газов в продукте каталитического сжигания известного устройства не может привести к существенному увеличению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов и это является первым недостатком известного устройства;

Приемлемыми температурами воздействия на горную породу (например, песчаник) околоскважинного пространства являются температуры от 400 до 800 градусов по Цельсию, при которых активно развивается процесс шелушения горной породы и растет макро- и микротрещиноватость коллектора. Для получения таких температур в зоне нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта известное устройство должно быть расположено в скважине выше и на расстоянии, как минимум, 800-1000 метров от нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта. В этом случае вследствие тепловых потерь температура в зоне нефтесодержащего и/или керогеносодержащего пласта понизится до 700-800 градусов по Цельсию.

Известно устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта по патенту РФ на изобретение №2362971, МПК E21B 37/00, опубл. 27.07.2009 г.

Это устройство включает нагреватель, установленный в корпусе, средства доставки нагревателя на забой скважины и подвода электроэнергии. В качестве средства подвода электроэнергии используется геофизический кабель. Средство доставки нагревателя содержит электродвигатель с гидравлическим движителем. Электродвигатель и нагреватель установлены в герметичном корпусе, к которому подсоединен геофизический кабель. Обеспечивается доставка нагревателя в горизонтальный участок скважины.

Недостаток большой расход меди и невозможность подогрева пласта в скважинах глубиной более 2 км из-за возможного обрыва кабеля.

Известны способ и устройство для разработки труднодоступной нефти и скважинный газогенератор по патенту РФ на изобретение №2447276, МПК E21B 43/24, опубл. 10.04.2012 г., прототип.

Этот способ включает образование рабочего агента и подачу его под давлением в нефтесодержащие через нагнетательную скважину, при этом в качестве рабочего агента используют парогазокаталитическую смесь, образованную при сжигании в каталитическом реакторе жидкой или газообразной углеродсо держащей топливной смеси за счет экзотермической реакции каталитического беспламенного окисления жидких или газообразных углеродсодержащих топливных смесей, и последующем смешении полученного продукта с обогатительной смесью, содержащей катализатор для обеспечения внутрипластового термопарогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт, тем, что в качестве катализатора применен перманганат калия растворенный в воде. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента используют газообразную смесь, включающую углекислый газ и азот.

Это устройство выполнено в виде баков горючего и обогатительной смеси, соединенных при помощи колтюбингов со скважинным газогенератором, установленным в обсадной колонне нагнетательной скважины и содержащего корпус, каналы топлива и обогатительной смеси, камеру сгорания и выходное сопло, тем, что сопло выполнено сужающимся. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента использована газообразная смесь, включающая углекислый газ и азот

Скважинный газогенератор содержит камеру сгорания и сопло.

Недостатки высокая стоимость оборудования, в котором в качестве катализатора используются благородные металлы: золото и платина. Кроме того, катализатор, размещенный в скважинном газогенераторе в процессе работы покрывается слоем углерода из-за неполного сжигания топлива. Применение наночастиц только ухудшает ситуацию, так как между ними более интенсивно осаждается углерод. Все это снижает эффективность ретортинга нефтеносного пласта.

Известно устройство для подогрева продуктивного нефтеносного пласта по патенту РФ на изобретение №2451158, МПК E21B 36/04, опубл. 20.05.2012 г.

Изобретение может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта (ПП) высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи ПП и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи ПП за счет непрерывной передачи тепловой энергии в ПП с одновременной откачкой нефти. Действие комплекса основано на нагреве жидкости в изолированном участке скважины на уровне ПП. Для этого комплекс снабжен расположенным в нижней части НКТ штанговым насосом (ШН), соединенным с приводом на устье скважины, заполненным диэлектрической жидкостью распределителем и переходником, посредством которых нижняя торцевая часть корпуса ШН соединена с заполненным токопроводящей жидкостью герметичным нагревателем через термостойкий пакер, установленный между корпусом распределителя и ШН. При этом дисковые перфорированные электроды соединены жестко с центральным трубчатым тоководом. Расположенные между электродами термостойкие изоляторы выполнены трубчатыми цилиндрическими и размещены на поверхности центрального трубчатого токовода и на внутренней поверхности корпуса герметичного нагревателя. Причем изоляторы имеют отверстия, выполненные в зонах межэлектродных интервалов.

Недостатки: малая мощность нагревателей и сложность конструкции.

Известно устройство для подогрева продуктивного нефтеносного пласт а по патенту РФ на изобретение №2405928, МПК E21B 43/24, опубл. 10.12.2010 г.

Изобретение может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины включает электропарогенератор, являющийся нулевым электродом, заполненный водой, центральный изолированный токовод, помещенный внутрь корпуса и соединенный с установленными на нем по высоте один над другим фазными электродами. При этом каждый фазный электрод выполнен в виде многозаходного винта с углом атаки лопастей 20-40°. Причем на внутренней поверхности корпуса расположены отбойные конденсатосъемники в виде стальных колец.

Недостатки: малая мощность нагревателей и сложность конструкции.

Известны способ и устройство для подогрева продуктивного пласта по патенту РФ №2377402, МПК E21B 43/24, опубл. 27.12.2009 г

Этот способ предусматривает закачку подогретой в нагревателе, расположенном в выхлопном устройстве газоперекачивающего агрегата воды и закачку ее в продуктивных пласт.

Это устройство содержит насос с приводом, вход которого соединен с емкостью для воды, а выход - с нагнетательной скважиной. Согласно изобретению устройство имеет газоперекачивающий агрегат, содержащий газотурбинный двигатель и свободную турбину, газовую магистраль с природным газом, топливную магистраль, подсоединенную к газовой магистрали для подачи топлива в газотурбинный двигатель, компрессор для перекачки природного газа и повышения давления в газовой магистрали и теплообменник. Этот теплообменник установлен по линии воды после насоса в выхлопном устройстве газоперекачивающего агрегата. Выхлопное устройство установлено за свободной турбиной. Ротор свободной турбины соединен с компрессором для перекачки газа.

Недостатки относительно низкая энергетическая эффективность способа и устройства, обусловленная тем, что вследствие теплообмена в обсадной колонне нагнетательной скважины температура воды снижается примерно на 100°C на каждый километр глубины. При глубине залегания продуктивного пласта более 3 км более 50%…70% энергии не доходит до продуктивного пласта. Предварительный прогрев до больших температур ограничивает прочность трубопроводов. Дополнительный подогрев в скважине известными средствами требует опускать в скважину с горячей водой кабель длиной в несколько километров. Это увеличит расход меди и может привести к обрыву кабеля.

Задачи создания полезной модели повышение нефтеотдачи и увеличение скорости прогрева пласта.

Технический результат: повышение температуры воды поступающей в нефтеносный продуктивны пласт за счет компенсации ее охлаждения в скважине.

Решение указанных задач достигнуто в устройстве для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта, содержащем обсадную колонну нагнетательной скважины, отличающеся тем, что в обсадной колонне на центраторах установлена колонна насосно-

компрессорных труб, к обеим колоннам присоединены электрические кабели от источника электроэнергии, при этом центраторы выполняют роль скважинных нагревателей. Центраторы могут быть выполнены из материала, имеющего высокое удельное электрическое сопротивление.

Центраторы могут быть выполнены сборными, содержащими корпус и пружины, при этом пружины выполнены из материала, имеющего высокое удельное электрическое сопротивление.

Устройство может быть выполнено с возможностью подачи подогретой воды внутрь колонны насосно-компрессорных труб.

Сущность полезной модели поясняется на чертежах (фиг. 1…14), где:

- на фиг. 1 приведена схема устройства,

- на фиг. 2 приведена компоновка трубы и центратора,

- на фиг. 3 приведен внешний вид центратора,

- на фиг. 4 показана вид центратор сбоку,

- на фиг. 5 приведен вид центратор с торца,

- на фиг. 6 приведена схема крепления центратора,

- на фиг. 7 приведен разрез А-А,

- на фиг. 8 приведен пружинный центратор,

- на фиг. 9 показана пружина,

- на фиг. 10 диаграммы изменения температуры воды в нагнетательной скважине,

- на фиг. 11 приведена первая схема электроснабжения скважинных нагревателей,

- на фиг. 12 приведена вторая схема электроснабжения скважинных нагревателей,

- на фиг. 13 приведена третья схема электроснабжения скважинных нагревателей,

- на фиг. 14 приведена четвертая схема электроснабжения скважинных нагревателей,

Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта 1 (фиг. 1…14) содержит нагнетательную скважину 2, в которой установлена обсадная колонна 3, имеющая вертикальный и горизонтальный участки 4 и 5, соответственно. На всем горизонтальном участке 4 выполнена перфорация 6. В обсадной колонне 3 установлена колонна насосно-компрессорных труб 7 с образованием между ними зазора 8. В верхней части обсадной колонны 3 в устье нагнетательной скважины, т.е. выше поверхности 9 грунта 10 выполнен коллектор 11, который сообщается с зазором 8 и с полость 12 колонны насосно-компрессорных труб 7.

Колонна насосно-компрессорных труб 7 состоит из труб 13 соединенных муфтами 14. (фиг. 2). На противоположном конце трубы 13 выполнен ниппель 15 в виде конической резьбы. На каждой трубе 13 или через одну установлены центраторы 16, выполняющие роль скважинных электрических подогревателей (фиг. 1 и 2). Центраторы 16 содержат корпус 17 и могут быть полностью или частично выполнены из металла с высоким удельным электрическим сопротивлением, например - нихрома для выделения тепла при прохождении электрического тока. Горизонтальный участок 5 обсадной колонны 3 выполнен в пределах продуктивного нефтесодержащего пласта 1.

Центраторы 16 могут быть выполнены различной конструкции. В дальнейшем описаны только два варианта: кольцевой и пружинный центраторы.

Кольцевой центратор 16 содержит корпус 17, который закреплены на трубах 13 без зазора винтами 18 (фиг. 6 и 7). Винты 18 могут быть выполнены из металла имеющего высокую электропроводность, например из меди, бронзы и других медных сплавов. С внешней стороны на центраторах 16 может быть нанесено покрытие 19. Покрытие 19 выполнено из металла, имеющего высокую электропроводность, например из меди, бронзы и других медных сплавов. Центраторы 16 имеют пазы 20 (фиг. 3…5) между ребрами 21 для прохода подогретой воды к забою.

Пружинный центратор 16 (фиг. 8) содержит полость 22 внутри корпуса 17 и выходящие в нее сквозные радиальные прямоугольные отверстия 23. В сквозные радиальные прямоугольные отверстия 23 частично наружу выходят пружины 24 (фиг. 9), выполненные из металла с высоким удельным электрическим сопротивлением.

Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 9 (фиг. 1): бак воды 25, присоединенный к нему трубопровод воды 26, клапан 27, насос воды 28, и установленный посте насоса воды 28 нагреватель воды 29.

Нагреватель воды 29 предназначен для предварительного подогрева воды до 200…300°C. Создать нагреватель, дающий воду с более высокой температурой проблематично и, кроме того, она будет еще сильнее охлаждаться в обсадной колонне за счет более интенсивного теплообмена с грунтом 10.

Нагреватель воды 29 может работать на газе или нефти, добываемых из добывающей скважины 30 после разделения и очистки. Это удешевит разработку нефтесодержащий пластов.

Нефть добывают из добывающей скважины 30 (фиг. 1) при помощи эксплуатационной колонны 31, на устье которой находится коллектор 32, к которому трубопроводом 33 присоединен вход насоса 34. Выход из насоса 34 соединен с входом в устройство сепарации 35, имеющим три выхода: для воды, для газового конденсата и для нефти. Один из выходов устройства сепарации 35 (по которому идет газ) соединен с устройством очистки 36, выход из которого трубопроводом 37 соединен с нефтепроводом 38. Третий выход из сепаратора 35 может быть трубопроводом 39 через устройство сжижения газа 40 соединен с нефтепроводом 39. К выходу из устройства очистки 36 может быть подсоединен трубопровод 41 с клапаном 43, другой конец которого соединен с форсункой 44, которая установлена в нагревателе воды 29.

Выход из нагревателя воды 29 трубопроводом 45 соединен с коллектором 11 и далее с обсадной колонной 3 нагнетательной скважины 2 и трубопроводом 46 идущим параллельно - с внутренней полость 12 колонны насосно-компрессорных труб 7.

Система дополнительного нагрева воды содержит центраторы 16, выполняющие функцию скважинных электрических подогревателей, два силовых кабеля 47 и 48, соединяющие источник электрической энергии 49 через выключатель 50 и регулятор тока 51 с обсадной колонной 3 с колонной насосно-компрессорных труб 7 (фиг. 1).

На фиг. 10 приведены графики изменения давления воды поз.52, температуры воды без подогрева в скважине 53 и с подогревом 54.

Возможна различные схемы питания электроэнергией центраторов 16, выполняющих роль скважинных электрических подогревателей воды (фиг. 11... 14)

В качестве источника электрической энергии 49 может быть использован (фиг. 11) трансформатор 55, первичная обмотка которого 56 соединена проводами 57 и 58 с линией электропередачи 59. Вторичная обмотка 60 трансформатора 55 соединена силовыми кабелями 47 и 48 с колоннами труб 2 и 7.

В качестве источника электрической энергии 49 может быть использован дизель-генератор 61, содержащий дизель 62 и присоединенный к нему при помощи вала 63 генератор 64 (фиг. 13).

На фиг. 13 приведена схема, в которой в качестве источника электрической энергии 49 применен турбогенератор 65 с газовой турбиной 66. Входящая в его состав газовая турбина 66, имеет входной патрубок 67, корпус 68, входной обтекатель 69, сопловые лопатки 70 и рабочее колесо 71 с рабочими лопатками 72. Рабочее колесо 71 установлено на валу 73, который соединен с валом 74 электрогенератора 64. Перед входным патрубком 67 установлен газогенератор 75, к которому присоединены трубопроводы окислителя и горючего соответственно 76 и 77.

На фиг. 14 приведена схема в которой в качестве источника электрической энергии 49 применен турбогенератор 65 с паровой турбиной 78. Паровая турбина 78 содержит входной патрубок 79, корпус 80, входной обтекатель 81, сопловые лопатки 82 и рабочие колеса 83 с рабочими лопатками 84. Рабочие колеса 83 установлены на валу 85, который соединен с валом 86 электрогенератора 64. К входному патрубку 79 присоединен паропровод 87, идущий от подогревателя воды 29.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

При работе в бак воды 25 заправляют воду из водоема или водопровода (фиг. 1).

После этого открывают клапаны 27 и 43. Топливо (газовый конденсат или нефть) подается по топливопроводу 39 через регулятор расхода 42 и клапан 43 на форсунку 59 нагревателя воды 29. Холодная вода поступает по трубопроводу воды 26 через клапан 27 и насос воды 28 в нагреватель воды 29. Подогретая вода из нагревателя воды 29 подается параллельно по трубопроводам 45 и 46 - в коллектор 11 обсадной колонны 2 и в колонну насосно-компрессорных труб 7.

Одновременно включив выключатель 50 подают электрическое напряжение по силовым кабелям 47 и 48 на обе колонны 2 и 7. Ток проходит через центраторы 16, выполняющие роль дополнительных скважинных подогревателей.

Теплофизические свойство воды по глубине скважины изменяются. Давление поз.52 (фиг. 10) возрастает по мере увеличения глубины скважины, что объясняется гидростатическим давлением столба воды. Вода в колоннах 2 и 7 частично охлаждается за счет теплообмена с грунтом поз 53. В случае применения скважинного подогрева при помощи предложенных центраторов 16 она периодически подогревается, частично или полностью компенсируя охлаждение горячей воды поз. 54 (фиг. 12). В результате температура воды на входе в горизонтальный участков 5 обсадной трубы 2 будет такой же, как на устье или несколько выше.

Если бы не было дополнительного подогрева воды в скважине, то ее температура могла бы снизиться на 200…300°C (поз. 61 на фиг. 12). Это бы значительно ухудшило прогрев продуктивного нефтесодержащего пласта 1 и увеличило время его прогрева. С применением дополнительного подогрева в скважине температура воды изменяется, как показано на этом же графике поз. 53.

Происходит более интенсивный до более высоких температур подогрев грунта 10 в продуктивном нефтеносном пласте 1: подогрев вязкой нефти и испарение легких фракций нефти, растрескивание глинистой породы, образование микро и макротрещин в ней.

Нефть добывают из добывающей скважины 30 при помощи эксплуатационной колонны 31 при помощи насоса 33. Нефть после очистки и сепарации в устройство сепарации 35 в устройстве очистки 36 передается в нефтепровод 38 и далее к потребителю (фиг. 1).

Часть газа или нефти используют для работы подогревателя воды 29. На первоначальном этапе возможна работа подогревателя воды 29 на привозном топливе.

Применение полезной модели позволило:

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

2. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 75%.

3. Добывать трудноизвлекаемые нефтепродукты: битумы, сланцевую нефть, керогеносодержащие нефти и нефтепродуктов из глинистого и песчаного грунта за счет подогрева нефтеносного пласта до относительно высоких температур.

4. Уменьшить время прогрева нефтеносного пласта до 250°C в 2,0…2,5 раз по сравнению с прототипом.

5. Уменьшить длину подводящего кабеля на несколько километров и предотвратить обрыв кабеля.

6. Упростить конструкцию скважинного подогревателя.

Claims (4)

1. Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта, содержащее обсадную колонну нагнетательной скважины, отличающеся тем, что в обсадной колонне на центраторах установлена колонна насосно-компрессорных труб, к обеим колоннам присоединены электрические кабели от источника электроэнергии, при этом центраторы выполняют роль скважинных нагревателей.

2. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что центраторы выполнены из материала, имеющего высокое удельное электрическое сопротивление.

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что центраторы выполнены сборными, содержащими корпус и пружины, при этом пружины выполнены из материала, имеющего высокое удельное электрическое сопротивление.

4. Устройство по пп. 1 или 2, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью подачи подогретой воды внутрь колонны насосно-компрессорных труб.

Images