RU2023145C1 - Method for heat generation at field with residual oil - Google Patents
Method for heat generation at field with residual oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2023145C1 RU2023145C1 SU4955488A RU2023145C1 RU 2023145 C1 RU2023145 C1 RU 2023145C1 SU 4955488 A SU4955488 A SU 4955488A RU 2023145 C1 RU2023145 C1 RU 2023145C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- wells
- reservoir
- heat
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, в частности к утилизации энергетического потенциала некондиционных запасов нефти. The invention relates to mining, in particular to the utilization of the energy potential of substandard oil reserves.
Известен способ получения пара на месте залегания угля, разработанный национальным Институтом горнодобывающей промышленности Бельгии (Е.В.Крейнин и др. Подземная газификации угля. - М.; Недра, 1982, 109-115 стр.). Этот способ предусматривает бурение системы скважин - воздухонагнетательных и добычных парогазовых, их сбойку, розжиг, подземное производство низкокалорийного генераторного газа, вывод этого газа из забоя на поверхность Земли неизолированным центральным трубным лифтом, нагнетание воды в межтрубное пространство скважины, отбор из межтрубного пространства водяного пара с температурой 220-250оС на устье скважины, и наконец утилизацию тепла пара и низкокалорийного газа на поверхности Земли. Попутно предусматривается и пиролиз окружающих угольных пропластков, если таковые имеются.There is a method of producing steam at a coal bed, developed by the National Institute of Mining in Belgium (E.V. Kreinin et al. Underground coal gasification. - M .; Nedra, 1982, 109-115 pp.). This method involves the drilling of a system of wells — air-injection and gas-vapor producing, their failure, ignition, underground production of low-calorie generator gas, the removal of this gas from the bottom to the Earth’s surface with an uninsulated central pipe elevator, the injection of water into the annulus of the well, and the extraction of water vapor from the annulus temperature 220-250 ° C at the wellhead, and finally heat recovery steam and lean gas to the surface. At the same time, pyrolysis of the surrounding coal seams, if any, is also provided.
Основными недостатками этого известного способа являются:
перегревание обсадной колонны труб в скважине высокотемпературным паром до 220-250оС, что связано с высокими теплопроводными потерями, и приводит к термонапряжениям между трубами и цементным кольцом, и наконец к потере герметичности ствола скважины.The main disadvantages of this known method are:
overheating of the casing pipe downhole high temperature steam to 220-250 ° C, due to the high thermal conductivity losses, and leads to thermal stresses between the pipe and the cement sheath, and finally to the loss of integrity of the wellbore.
Низкая эффективность теплопередачи от газового потока в центральных трубах через стенки этих труб к потоку пара в межтрубном пространстве, что существенно ограничивает удельную мощность полезного теплообмена и обуславливает большие габариты теплообменника; удаленность подземного газогенератора в угольном пласте от парообразования в стволе скважины, что исключает возможности оперативного управления процессом горения в целом и согласования режимов работы отдельных звеньев парообразования; в итоге указанных недостатков ресурс работы сооружения невысокий, надежность работы скважины низкая, отсутствует возможность управления подземным процессом, отсюда и чрезвычайно низкий КПД процесса парообразования в целом. Low efficiency of heat transfer from the gas stream in the central pipes through the walls of these pipes to the steam stream in the annulus, which significantly limits the specific power of the useful heat transfer and leads to large dimensions of the heat exchanger; the remoteness of the underground gas generator in the coal seam from vaporization in the wellbore, which excludes the possibility of operational control of the combustion process as a whole and coordination of the operating modes of individual vaporization units; as a result of these shortcomings, the structure’s operating life is low, the well’s reliability is low, there is no possibility to control the underground process, hence the extremely low efficiency of the steam formation process as a whole.
Известен способ получения пара по геотермальной технологии (Мангушев К. И. Проблемы развития газоэнергетики мира. - М.;Наука, 1981, с.85-91, рис. 5.1-5.2), включающий бурение системы скважин, образование теплообменника с помощью ядерных взрывов в виде массы раздробленного массива, подачи холодного теплоносителя через кольцевое пространство коаксиальной трубной системы в верхнюю часть подземного теплообменника и отбор пара. Основными недостатками данного способа являются: необходимость в проведении дорогостоящих ядерных взрывов; проведение ряда дополнительных специальных мероприятий до проведения ядерного взрыва, в том числе противосейсмических и защитных мер от радиации; процесс тепло- и массообмена в конечном итоге трудно контролируемый и неуправляемый. A known method of producing steam using geothermal technology (Mangushev K. I. Problems of the development of gas energy in the world. - M.; Nauka, 1981, pp. 85-91, Fig. 5.1-5.2), including drilling a system of wells, the formation of a heat exchanger using nuclear explosions in the form of a mass of a fragmented array, supply of a cold coolant through the annular space of a coaxial pipe system to the upper part of the underground heat exchanger and steam extraction. The main disadvantages of this method are: the need for expensive nuclear explosions; carrying out a number of additional special measures before a nuclear explosion, including anti-seismic and protective measures against radiation; the process of heat and mass transfer is ultimately difficult to control and uncontrollable.
Известен также способ получения парогазовой смеси при подземной газификации угля (авт.св. N 941587), включающий образование системы скважин, подачу газа навстречу огневому забою и отвод образовавшейся парогазовой смеси, получающейся путем подачи холодной воды в выгазованное пространство. Основными недостатками данного способа являются:
невысокий КПД переработки угля, так как расстояние между огневым забоем и газоотводящей скважиной постоянно увеличивается, что приводит как к потере тепла, так и утечке газа, которые могут достигать 15% и более;
необходимость в дополнительном бурении скважин из-за смены месторасположения выгазованного пространства, куда предусматривается подача холодной воды;
технические сложности поддержания технологических взаимосвязанных параметров - критического давления воды и подаваемого воздуха и воды в огневой забой.There is also a method of producing a gas-vapor mixture during underground gasification of coal (autosw. N 941587), which includes the formation of a well system, gas supply towards the face of the fire, and discharge of the gas-vapor mixture obtained by supplying cold water to the gas-vented space. The main disadvantages of this method are:
low efficiency of coal processing, since the distance between the face of the fire and the exhaust well is constantly increasing, which leads to both heat loss and gas leakage, which can reach 15% or more;
the need for additional well drilling due to a change in the location of the degassed space, where cold water is provided;
technical difficulties in maintaining technological interrelated parameters - critical pressure of water and supplied air and water in the fire face.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ добычи нефти с применением внутрипластового горения, предназначенный для теплового воздействия на нефтяной пласт с целью вытеснения из пласта [1]. Сущность этого способа заключается в следующем. Первоначально в призабойной зоне зажигательной скважины создают условия, необходимые для инициирования и образования устойчивого фронта горения. После образования фронта горения в пласт с поверхности нагнетают окислитель (воздух, кислородобогащенный воздух или кислородсодержащую газовую смесь и т.п.) в количестве, необходимом для поддержания термохимической реакции и перемещения фронта горения по пласту. При этом часть пластовой нефти (до 15%) сгорает, а выделившееся тепло, воздействуя на пласт, способствует вытеснению нефти из пласта. Продукты процесса (нефть, газы горения, углеводородные газы, вода) извлекаются через эксплуатационные скважины. Основными недостатками данного способа являются:
в недрах остается до 50% нефти, а в пластах высоковязкой нефти - до 80-85% от ее геологических запасов;
низкий КПД доизвлечения тяжелой нефти, достигающий 10-20%;
ограниченность подачи окислителя, обусловленная скоростью движения фронта высоковязкой нефти по пласту;
сложность управления очагом горения, т.к. при добыче нефти способом внутрипластового горения необходимо сжечь только определенную часть нефти (до 15%);
низкая эффективность использования выделившегося тепла при горении нефти, т.к. на нагрев нефти идет только одна составляющая теплопотерь, совпадающая с направлением движения фронта горения. При этом условии большая часть тепла уходит в кровлю, почву и на нагрев скелета породы, из которого уже вытеснена нефть.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed method is a method of oil production using in-situ combustion, designed to heat the oil reservoir in order to displace from the reservoir [1]. The essence of this method is as follows. Initially, the conditions necessary for initiating and forming a stable combustion front are created in the bottomhole zone of the incendiary well. After the formation of the combustion front, an oxidizing agent (air, oxygen-enriched air or an oxygen-containing gas mixture, etc.) is injected into the formation from the surface in an amount necessary to maintain the thermochemical reaction and to move the combustion front through the formation. At the same time, part of the reservoir oil (up to 15%) burns out, and the heat generated, acting on the reservoir, contributes to the displacement of oil from the reservoir. Process products (oil, combustion gases, hydrocarbon gases, water) are extracted through production wells. The main disadvantages of this method are:
up to 50% of the oil remains in the bowels, and up to 80-85% of its geological reserves in the layers of high-viscosity oil;
low efficiency of recovery of heavy oil, reaching 10-20%;
limited supply of oxidizer, due to the speed of movement of the front of highly viscous oil in the reservoir;
the difficulty of controlling the combustion zone, as when oil is extracted by the in situ combustion method, it is necessary to burn only a certain part of the oil (up to 15%);
low efficiency of using the generated heat during oil combustion, as Only one component of heat loss is used for heating oil, which coincides with the direction of motion of the combustion front. Under this condition, most of the heat goes to the roof, soil and to heat the skeleton of the rock, from which oil has already been displaced.
Целью изобретения является повышение эффективной разработки месторождений нефти для производства водяного пара. The aim of the invention is to increase the effective development of oil fields for the production of water vapor.
Достигается это путем подачи избыточного количества воздуха до полного окисления нефти, подаче воды в количестве, определяемом в соответствии с формулой и разделением на поверхности парогазовой смеси для утилизации побочных продуктов, а рабочий пар направляют в турбину для выработки электроэнергии. This is achieved by supplying an excess amount of air to complete oil oxidation, water supply in an amount determined in accordance with the formula and separation on the surface of the gas-vapor mixture for the disposal of by-products, and the working steam is sent to the turbine to generate electricity.
Таким образом существенными признаками изобретения являются:
полное окисление нефти путем подачи воздуха в залежь в количестве, установленном расчетной формулой.Thus, the essential features of the invention are:
complete oxidation of oil by supplying air to the reservoir in an amount established by the calculation formula.
подача воды в подземный парогенератор осуществляется через нагнетательные скважины в количестве:
Mводы = ;
утилизация на поверхности побочных продуктов, а перегретый пар высоких параметров после сепарации направляют в турбину для выработки электроэнергии.water is supplied to the underground steam generator through injection wells in the amount of:
M water = ;
utilization of by-products on the surface, and superheated steam of high parameters after separation is sent to the turbine to generate electricity.
Таким образом, предложенное решение удовлетворяет критерию, "существенные отличия", т. к. при изучении аналогов, авторы не обнаружили аналогов тождественных решений для цели повышения эффективности разработки месторождений нефти. Thus, the proposed solution satisfies the criterion of "significant differences", because when studying analogues, the authors did not find analogues of identical solutions for the purpose of increasing the efficiency of oil field development.
Способ осуществляется следующим образом. Вскрытие нефтяного пласта с поверхности производят вертикальными скважинами. Определяют горно-геологические условия залегания нефтяной залежи, а также физико-химические свойства нефти и окружающих пород. Из этих условий рассчитывают необходимое избыточное количество воздуха по известной формуле (В кн. Под ред. В.К. Запорожца. Справочник для инженеров, техников и студентов. М-Л., т.1, 1936, с.649-650). The method is as follows. The opening of the oil reservoir from the surface is carried out by vertical wells. The mining and geological conditions for the occurrence of an oil deposit are determined, as well as the physicochemical properties of the oil and surrounding rocks. From these conditions, the required excess air is calculated according to the well-known formula (In the book. Ed. By V.K. Zaporozhets. Handbook for engineers, technicians and students. M-L., Vol. 1, 1936, p. 649-650).
Qвода = 9,6 (С+3h).Q water = 9.6 (C + 3h).
После розжига пласта на забое нагнетательных скважин и создания устойчивого фронта горения (что регистрируется высокой температурой продуктов горения Тг=300-650оС в добычных скважина) в нефтяной пласт подают воду, количество которой определяется формулой.After ignition of the formation downhole injection wells and establishing stable combustion front (which is recorded a high temperature combustion products T g = 300-650 C. mining hole) into the oil reservoir supplying water to a quantity which is determined by the claims.
Mводы = ; а образующуюся парогазовую смесь отводят через добычные скважины в сепаратор на поверхности. Далее очищенный пар направляют в турбину для выработки электроэнергии, а побочные продукты утилизируют на поверхности для последующей химической переработки.M water = ; and the resulting vapor-gas mixture is diverted through production wells to a surface separator. Next, the purified steam is sent to the turbine to generate electricity, and by-products are disposed of on the surface for subsequent chemical processing.
Таким образом, коэффициент переработки извлечения нефти достигает 90%. Thus, the oil recovery processing ratio reaches 90%.
П р и м е р. Условные обозначения:
Глубина залегания нефте- носного пласта Н = 1000 м
Пористость нефтенос- ного пласта П = 12% Нефтенасыщенность σ = 80%
Теплотворная способ- ность нефти qН= 10500 ккал Состав нефти С - 85,5% h(Н2) -14,2% , прочие - 0,3% Мощность пласта m=6 м Количество скважин в ряду N = 4
Расстояние между скважинами L = 500 м в ряду В = 200 м
Коэффициент охвата залежи Кохв = 0,7
Скорость движения фронта горения Vфг.=0,5 м/сут Теплоемкость воды Сb=1 ккал/кг
Теплоемкость влаж- ного пара Свп.=0,47 ккал/
/кг оС
Теплота фазового пере-
хода (испарение воды) r= 595 ккал/кг
Удельная плотность нефти ρн = 0,94 кг/дм3
Коэффициент, учитываю-
щий теплопотери в окружа- ющий массив Кп = 0,7
Потребителем добытой энергии в виде пара является паровая турбина с начальными параметрами по пару tп = 300оС и давлением 220 атм. При скорости движения фронта горения 0,5 м/сут = 0,02 м/ч определяем количество сгораемой нефти в оконтуренном блоке в единицу времени:
VH = Nb Vфг П σКохв ρH Н Кп =
4˙200˙6˙0,02˙0,12˙0,8˙940˙0,7 =
= 6064 кг/ч.PRI me R. Legend:
Depth of oil reservoir N = 1000 m
Oil porosity P = 12% Oil saturation σ = 80%
Calorific value of oil q Н = 10500 kcal Oil composition С - 85.5% h (Н 2 ) -14.2%, others - 0.3% Formation capacity m = 6 m Number of wells in a row N = 4
The distance between the wells L = 500 m in a row B = 200 m
The coverage coefficient of the deposit To oh = 0.7
The velocity of the combustion front is V fg. = 0.5 m / day Heat capacity of water С b = 1 kcal / kg
Heat capacity of wet steam With int . = 0.47 kcal /
/ kg o C
The heat of the phase transition
stroke (water evaporation) r = 595 kcal / kg
The specific gravity of oil ρ n = 0.94 kg / DM 3
Coefficient taking into account
total heat loss to the surrounding massif K p = 0.7
A consumer of energy produced in the form of steam is a steam turbine with initial parameters for a pair of t p = 300 ° C and a pressure of 220 atm. At a speed of movement of the combustion front of 0.5 m / day = 0.02 m / h, we determine the amount of oil burned in the contour unit per unit time:
V H = N b V fg n σK OHV K ρ H H n =
4˙200˙6˙0.02˙0.12˙0.8˙940˙0.7 =
= 6064 kg / h.
Количество тепла, выделившегося при сгорании такого количества нефти:
Qн = qн˙Vн = 10500˙6064 = 64˙106 ккал/ч.The amount of heat released during the combustion of such an amount of oil:
Q n = q n ˙V n = 10500˙6064 = 64˙10 6 kcal / h.
Количество воды подаваемое в подземный парогенератор:
Mводы = = = 81 т/ч
Таким образом
Mводы = ;
Необходимое количество воздуха для полного окисления нефти:
Qвозд = 9,6 (С + 3L), м3
Qвозд. = 9,6 (0,855 + 3 0,142) = 12,29 м3/кг
Qобщее возд. = 12,29˙ 60 ˙64 = 72572,6 м3/ч.Amount of water supplied to the underground steam generator:
M water = = = 81 t / h
In this way
M water = ;
The required amount of air for the complete oxidation of oil:
Q air = 9.6 (C + 3L), m 3
Q air = 9.6 (0.855 + 3 0.142) = 12.29 m 3 / kg
Q total air = 12.29 ˙ 60 ˙64 = 722572.6 m 3 / h.
Таким образом, эффективность переработки нефти достигает 90%. Thus, the oil refining efficiency reaches 90%.
Claims (1)
Mводы = ,
где qн - теплотворная способность нефти, ккал/кг;
N - количество скважин в ряду, ед.;
B - расстояние между скважинами в ряду, м,;
m - мощность нефтяного пласта, м;
Vф.г - скорость движения фронта горения, м/ч;
П - пористость пласта, %;
σ - нефтенасыщенность, %;
Kохв - коэффициент охвата пласта, %;
Bн - плотность нефти, кг/м;
Кп - коэффициент потерь;
Св и Свп - теплоемкость воды и влажного пара, ккал/кг, oС;
Δtв и Δtвп - изменение температуры воды и влажного пара, oС;
r - теплота испарения воды, ккал/кг.METHOD FOR PRODUCING HEAT IN RESIDUAL OIL FIELDS including opening a deposit by drilling wells, preliminary increasing the permeability of the array, igniting the deposit, supplying part of the wells to the air and water reservoir, selection of combustion products from another part of the wells, characterized in that, in order to obtain thermal energy or energy vapor, hard-to-recover oil is burned in the reservoir until the combustible components are completely oxidized, and excess air is supplied in a mass ratio to the residual oil of 16: 1, and the water is supplied into the combustion zone in an amount determined by the expression
M water = ,
where q n is the calorific value of oil, kcal / kg;
N - the number of wells in a row, units;
B is the distance between the wells in a row, m ,;
m is the thickness of the oil reservoir, m;
V fg - the velocity of the combustion front, m / h;
P - formation porosity,%;
σ is oil saturation,%;
K ohw - the coverage coefficient of the reservoir,%;
B n - oil density, kg / m;
To p - loss coefficient;
C in and C VP - heat capacity of water and wet steam, kcal / kg, o C;
Δt in and Δt VP - change in temperature of water and wet steam, o C;
r is the heat of evaporation of water, kcal / kg.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4955488 RU2023145C1 (en) | 1991-06-28 | 1991-06-28 | Method for heat generation at field with residual oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4955488 RU2023145C1 (en) | 1991-06-28 | 1991-06-28 | Method for heat generation at field with residual oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2023145C1 true RU2023145C1 (en) | 1994-11-15 |
Family
ID=21584431
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4955488 RU2023145C1 (en) | 1991-06-28 | 1991-06-28 | Method for heat generation at field with residual oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2023145C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8915084B2 (en) | 2012-03-08 | 2014-12-23 | 7238703 Canada Inc. | Heat energy extraction system from underground in situ combustion of hydrocarbon reservoirs |
-
1991
- 1991-06-28 RU SU4955488 patent/RU2023145C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Байбаков Н.К. и др. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1977, с.146-150. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8915084B2 (en) | 2012-03-08 | 2014-12-23 | 7238703 Canada Inc. | Heat energy extraction system from underground in situ combustion of hydrocarbon reservoirs |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4089373A (en) | Situ coal combustion heat recovery method | |
CN103670338B (en) | A kind of coal bed gas and coal mining method altogether | |
SU652899A3 (en) | Method and device for underground coal gasification | |
US4228856A (en) | Process for recovering viscous, combustible material | |
CN105134152B (en) | A kind of method and system using heating power jet exploitation of gas hydrate | |
US4019577A (en) | Thermal energy production by in situ combustion of coal | |
US4091869A (en) | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits | |
GB2036132A (en) | Extracting of liquid and gaseousn fuel from oil shale and tarsand | |
CN103790563A (en) | Method for extracting shale oil gas by oil shale in-situ topochemical method | |
US4010801A (en) | Method of and apparatus for in situ gasification of coal and the capture of resultant generated heat | |
CN116066803A (en) | Coal seam in-situ direct combustion energy taking system and method | |
RU2209315C2 (en) | Method of mining of outburst-prone and gassy coal seams | |
Olness et al. | Historical development of underground coal gasification | |
Dinsmoor et al. | The modeling of cavity formation during underground coal gasification | |
RU2023145C1 (en) | Method for heat generation at field with residual oil | |
US4192552A (en) | Method for establishing a combustion zone in an in situ oil shale retort having a pocket at the top | |
RU2388790C1 (en) | Thermal processing method of deep-lying slate coals | |
RU2385411C1 (en) | Underground gas generator | |
RU2382879C1 (en) | Underground gasification method | |
US4491367A (en) | Method for subterranean generation of heat as a source of energy | |
RU2209305C2 (en) | Method of coals underground gasification and degassing (versions) | |
RU2385412C1 (en) | Underground gasification method | |
CN115306364A (en) | Natural gas hydrate in-situ heating drainage and mining device and drainage and mining method thereof | |
CN110259424A (en) | A kind of method and apparatus of in-situ retorting oil shale | |
SU941587A1 (en) | Method of underground gasification of coal |