RU2060378C1

RU2060378C1 - Способ разработки нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2060378C1
Application number: RU93017936A
Authority: RU
Inventors: Александр Константинович Шевченко
Original assignee: Александр Константинович Шевченко
Priority date: 1993-04-06
Filing date: 1993-04-06
Publication date: 1996-05-20

Abstract

Использование: для получения нагнетаемой в нефтяной пласт смеси горячего теплоносителя с газом на забое скважины с применением скважинного эжектора. В качестве рабочей жидкости, подаваемой на сопло скважинного эжектора, используют нагретую на поверхности среду (жидкость, газ). В качестве смешиваемого с нагретым теплоносителем газа применяют попутный нефтяной газ или его смесь с дымовыми газами, выходящими из теплогенератора. Для повышения температуры потока смеси, подаваемой в нефтяной пласт, на выходе из скважинного эжектора устанавливают вихревую трубу. Подачу в пласт смеси горячего теплоносителя с газом осуществляют либо непрерывно, либо периодически. Способ может применяться преимущественно при разработке пластов, содержащих нефть высокой и повышенной вязкости, в том числе при наличии подстилающей нефтяную залежь пластовой воды. 8 з. п. ф-лы, 7 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может использоваться при разработке залежей, содержащих нефть высокой и повышенной вязкости, разрабатываемых с применением теплового воздействия на пласт и (или) призабойную зону пласта.

Известен тепловой метод увеличения нефтеотдачи пласта с использованием забойного электрического парогенератора [1] производящего дополнительную теплоту, необходимую для получения пара из предварительно нагреваемой на поверхности воды, закачиваемой в скважину. Образующийся в забойном парогенераторе пар (или пароводяная смесь) подается в нефтяной пласт.

Недостатком данного технического решения является то, что для питания электроэнергией забойного электрического нагревателя необходим спуск в скважину трехжильного электрического кабеля. Эксплуатация электронагревателя и электрического кабеля обычно осложняется нарушениями изоляции, особенно в месте соединения электрического кабеля с электрическим нагревателем, образованием наведенного электромагнитного поля и электрических токов вокруг скважины, приводящих к интенсивной коррозии труб и скважинного оборудования. Коэффициент полезного действия такого способа получения пара низкий.

Известно техническое решение [2] при котором для нагрева нагнетаемой в пласт среды (парогазовой смеси) применяется скважинный парогенератор. Парогенератор размещают в скважине над участком перфорации, под ним находится пакер и узел компенсации температурного удлинения труб. Парогенератор имеет камеру сгорания и устройство для зажигания горючей смеси. В камеру сгорания по отдельным колоннам труб подводятся вода, топливо, воздух, а по электрическому кабелю электрический ток. Цикл работы парогенератора прерывистый: периодически камера заполняется сжатым воздухом и топливом, затем происходит зажигание. За счет контакта продуктов сгорания с водой образуется водяной пар, который, вместе с продуктами сгорания, оттесняется в пласт.

Недостатком данного решения является необходимость спуска в скважину нескольких рядов труб и электрического кабеля, что сильно осложняет подготовку к работе парогенератора и использование его для воздействия на нефтяной пласт.

Известен способ добычи тяжелой вязкой нефти нагнетанием теплоносителя (пара) и газа [3] Способ предусматривает нагнетание в пласт через скважину горячего пара и горячего неконденсирующегося газа. Пар с газом перед подачей в скважину смешивается на устье. Нагнетание в скважину смеси пара с газом чередуют с нагнетанием только одного горячего неконденсирующегося газа. Горячий неконденсирующийся газ нагнетается в пласт непрерывно при давлении ниже давления разрыва пласта, пока дебит нагнетаемого газа не достигнет заданного уровня. Операции нагнетания пара с газом и нагнетания газа чередуются, пока пласт и содержащаяся в нем нефть не будут нагреты до соответствующего уровня.

Недостатком данного способа является то, что необходимо иметь на поверхности систему сжатия газа до давления, позволяющего осуществлять его смешивание и закачку в пласт вместе с теплоносителем. Это сильно осложняет проведение процесса, т.к. сооружение и эксплуатация компрессоров обходится очень дорого.

Цель изобретения упрощение получения смеси горячего теплоносителя с газом и полезное использование на забое скважины тепла, выделяющегося при сжатии газа.

Поставленная цель достигается тем, что подают на установленный в скважине над продуктивным пластом эжектор раздельные потоки нагретого на поверхности теплоносителя на рабочее сопло скважинного эжектора и газ в низконапорную камеру скважинного эжектора. Ниже скважинного эжектора устанавливают вихревую трубу, в которую подают поток выходящей из скважинного эжектора смеси горячего теплоносителя с газом. Выходящий из вихревой трубы поток горячего газа направляют для тепловоздействия на нефтяной пласт, а поток холодного газа, выходящего из вихревой трубы, направляют для нагнетания в другой объект разработки. В качестве смешиваемого с горячим теплоносителем в скважинном эжекторе газа используют попутный нефтяной газ. Перед подачей в скважину его направляют в низконапорную камеру установленного на поверхности жидкостно-газового эжектора, на рабочее сопло которого подают под давлением жидкость. Газожидкостную смеcь, выходящую из этого эжектора, направляют в жидкостно-газовый сепаратор, выход газа из которого соединен с затрубным пространством нагнетательной скважины, а выход жидкости с входом холодного теплоносителя в теплогенератор. В качестве смешиваемого с теплоносителем газа используют дымовые газы, причем перед подачей в нагнетательную скважину их направляют в низконапорную камеру эжектора, на рабочее сопло которого подают рабочий агент: сжатый газ или жидкость. Выкид эжектора соединяют с газосепаратором, выходящий из которого газ направляют в затрубное пространство нагнетательной скважины, а жидкость в поток теплоносителя. Приготовленную в скважине смесь горячего теплоносителя с газом подают в нижний, обводненный интервал нефтяного пласта. Отбор продукции осуществляют из верхнего, необводненного интервала пласта тех же и (или) других, вскрывших только верхнюю часть пласта, скважин.

Приготовленную в скважине смесь горячего теплоносителя с газом подают в пласт в циклическом режиме, а в промежутках между нагнетанием осуществляют отбор продукции из этой же скважины. Перед подачей в пласт получаемой в скважине смеси горячего теплоносителя с газом, в пласт последовательно закачивают оторочку аммиака (или его водный раствор) и соляную кислоту. В качестве теплоносителя, подаваемого на сопло скважинного эжектора, используют углеводородную жидкость (нефть, углеводородный конденсат, спирты) или газ (углеводородный, углекислый, азот, воздух). Чередуют подачу на рабочее сопло скважинного эжектора горячей жидкости с подачей на рабочее сопло этого эжектора горячего газа.

Предлагаемая технология основана на сжатии газа и получения газожидкостной смеси в скважинном эжекторе, при этом выделяющаяся за счет сжатия газа тепловая энергия используется для дополнительного нагрева на забое скважины, поступающей в нефтяной пласт смеси, образованной из подаваемых в скважинный эжектор горячего теплоносителя (на рабочее сопло) и газа (в камеру низкого давления эжектора). Этим предлагаемое техническое решение отличается от известного [3] согласно которому газ сжимают до необходимого давления и смешивают с теплоносителем на поверхности. Исключается использование на забое скважины тепла, выделяющегося при сжатии газа перед его смешением с теплоносителем.

Температуру смеси теплоносителя с газом при отсутствии сжатия газа можно определить по формуле:
T_см1=

(1) где C, G, T соответственно, удельная (массовая) теплоемкость, массовый расход и температура смешиваемых сред на входе в эжектор; индексами 1 и 2 обозначены соответственно: теплоноситель и газ.

При сжатии газа, смешиваемого с горячим теплоносителем в скважинном эжекторе, выделяется тепловая энергия мощностью C₂G₂T

-1

температура смеси на выходе из эжектора при этом будет равна:
T_см2=

(2) где Р₂, Р_см давление, соответственно, газа на входе в эжектор и смеси на выходе из эжектора;
k показатель адиабаты газа, поступающего в эжектор.

Из (1) и (2) получается следующее соотношение между значениями Т_см1и Т_см2:

(3)
где где U

Для еще большего повышения температуры на забое скважины предлагается выходящий из скважинного эжектора поток газа (рассматривается случай, когда горячим теплоносителем является пар или предварительно нагретый газ) направлять в вихревую трубу, в которой за счет проявления "эффекта Ранко", один из выходящих из вихревой трубы потоков нагревается, а второй охлаждается. Работа вихревой камеры подробно описана в литературе (Соколов Е.Я. Бродянский В. М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. М. Энергия, 1968, с. 224-237). Согласно данной работе температура горячего потока газа определяется по формуле:
T_г=

(4)
где Т_с температура на входе в вихревую трубу;
Т_х температура холодного потока газа;
μ- массовая доля холодного потока газа, μ G_x/G_c;
G_х массовый расход холодного потока газа;
G_с массовый расход газа, подаваемого в вихревую трубу.

Величину Т_х можно рассчитать по формулам, или найти по графикам, приведенным в названной выше работе.

В предлагаемой технологии в качестве теплоносителя может использоваться горячая вода, водяной пар, нагретый газ или горячая угловодородная жидкость (нефть, углеводородный конденсат, спирты и т.п.), а в качестве подаваемого в скважину газа попутный нефтяной или природный углеводородный газ, азот, углекислый газ, воздух, дымовые газы. Для получения нагретого теплоносителя предлагается использовать теплогенераторы, например печи с промежуточным теплоносителем, устанавливаемые вблизи от нагнетательных скважин. Изобретение обеспечивает возможность максимально использовать тепловую энергию, утилизировать попутный нефтяной газ и добываемую вместе с нефтью воду, а также газы горения (дымовые газы), выходящие из установленных на поверхности генераторов тепла (печей). Дымовые газы, предварительно сжатые на поверхности, подаются в скважину для дальнейшего сжатия и смешения с подаваемым на рабочее сопло скважинного эжектора горячим теплоносителем, а образующаяся в скважинном эжекторе смесь горячего теплоносителя с дымовыми газами направляется в продуктивный (нефтяной) пласт.

Способ осуществляется следующим образом (фиг.1-7). В состав рассматриваемой системы входят скважина 1, внутренняя колонна 2 лифтовых труб, теплогенератор 3, трубопровод 4 горячего теплоносителя от теплогенератора, межтрубное пространство 5, наружная колонна 6 лифтовых труб, рабочее сопло 7, скважинный эжектор 8, входное отверстие 9 в камере низкого давления скважинного эжектора 10, продуктивный (нефтяной) пласт 11, пакер 12, вихревая труба 13, входное отверстие 14 в вихревой трубе, отверстие 15 выхода горячего газа из вихревой трубы, канал 16, отверстие 17 выхода холодного газа из вихревой трубы, второй объект 18 разработки, пакер 19 между продуктивным (нефтяным) пластом и вторым объектом разработки, установленный на поверхности жидкостно-газовый эжектор 20, рабочее сопло 21 жидкостно-газового эжектора, газосепаратор 22, трубопровод (газопровод) 23 от газосепаратора до устья скважины, трубопровод (водопровод) 24 от жидкостно-газового сепаратора до теплогенератора, трубопровод 25 дымовых газов от теплогенератора до эжектора, установленный на поверхности эжектор 26, трубопровод 27 газа, соединяющий газосепаратор с эжектором, трубопровод 28 смеси дымового газа с углеводородным газом от эжектора до второго газосепаратора, второй газосепаратор 29, насос 30, трубопровод 31 смеси газов от второго газосепаратора до устья скважины, второй пакер 32, третий пакер 33, затрубное пространство 34 между эксплуатационной колонной и наружной колонной лифтовых труб, канал 35, интервалы 37 и 38 пласта ниже нефтенасыщенной части, обратный клапан 39, зона 40 повышенной температуры за счет реагирования соляной кислоты с аммиаком.

На фиг. 1 представлена технология сжатия газа и дополнительного нагрева за счет этого смеси теплоносителя с газом в скважинном эжекторе при подаче на рабочее сопло эжектора горячего теплоносителя, а в низконапорную камеру скважинного эжектора газа.

В скважину 1 по внутренней колонне 2 лифтовых труб от теплогенератора 3, в качестве которого может быть использована печь с промежуточным теплоносителем, по трубопроводу 4 подается горячий теплоноситель (вода, водяной пар, углеводородная жидкость). По межтрубному пространству 5 (между внутренней колонной 2 труб и наружной колонной 6 лифтовых труб) от источника подается газ; горячий теплоноситель направляется на рабочее сопло 7 скважинного эжектора 8, а газ из межтрубного пространства через входное отверстие 9 в камеру низкого давления 10 скважинного эжектора. Выходящая из эжектора смесь горячего теплоносителя с газом направляется в продуктивный пласт 11, (при этом межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины 1 и наружной колонной лифтовых труб 6 над продуктивным пластом 11 предварительно перекрывают пакером 12).

Выходящая из скважинного эжектора смесь за счет сжатия газа получает прирост тепловой энергии на величину
ΔQ C₂G₂T

-1

(5) а температура выходящей из скважинного эжектора смеси определяется по формуле (2). Дополнительное повышение температуры поступающей в пласт газожидкостной смеси за счет выделения тепла в скважинном эжекторе является существенным и полезным, т.к. позволяет получить более высокий коэффициент нефтеотдачи.

На фиг. 2 представлена технология, обеспечивающая получение на забое скважины потока высокотемпературной смеси с использованием вихревой трубы (эффект Ранко). Дополнительно к технологии, представленной на фиг.1, здесь ниже скважинного эжектора 8 устанавливается вихревая труба 13, в которую смесь (газы, пар), предварительно нагретая и выходящая из скважинного эжектора, поступает через входное отверстие 14 в вихревой трубе: в вихревой трубе потоки смеси разделяются: горячий поток газа через отверстие 15 и канал 16 поступает в нефтяной пласт 11; холодный поток газа через отверстие 17 поступает во второй объект 18 разработки, отделенный от продуктивного (нефтяного) пласта 11 пакером 19. Данная технология позволяет в нефтяной пласт подавать разделенную в вихревой трубе часть потока смеси с температурой более высокой, чем в технологии, представленной на фиг.1.

На фиг. 3 представлена технология, позволяющая подавать на скважинный эжектор 8 для смешивания с горячим теплоносителем попутный нефтяной газ. Попутный нефтяной газ направляют в низконапорную камеру установленного на поверхности жидкостно-газового эжектора 20, на рабочее сопло которого по трубопроводу 21 подается вода, а выходящая из жидкостно-газового эжектора смесь направляется на жидкостно-газовый сепаратор 22, в котором происходит разделение газа и воды, причем газ направляется по трубопроводу 23 в затрубное пространство скважины, а вода по трубопроводу 24 подается в теплогенератор 3. За счет эжектирования на выходе из эжектора 20 повышается давление попутного нефтяного газа до величины, необходимой для его продвижения по межтрубному пространству 5 от устья скважины до входного отверстия 9 скважинного эжектора 8 с необходимым (расчетным) расходом.

На фиг. 4 представлена технология, позволяющая использовать дымовые газы для смешивания их в скважинном эжекторе 8 с горячим теплоносителем. Дымовые газы, выходящие из теплогенератора 3, по трубопроводу 25 направляются в низконапорную камеру установленного на поверхности эжектора 26, на рабочее сопло которого подается по трубопроводу 27 газ, выходящий из жидкостно-газового сепаратора 22 (при этом на вход газосепаратора 22 подается газожидкостная смесь, выходящая из жидкостно-газового эжектора 20). Выходящая из эжектора 26 продукция (смесь углеводородного газа с дымовым газом) по трубопроводу 28 подается на второй газосепаратор 29, в котором отделяется жидкая фаза (конденсат из паров воды и т.п.), и направляется на прием насоса 30, а смесь газов из сепаратора 29 по трубопроводу 31 направляется в затрубное пространство скважины.

На фиг. 5 представлена технология, позволяющая смесь горячего теплоносителя с газом подавать в нижний обводненный интервал нефтяного пласта, а отбор продукции осуществлять из верхнего, необводненного интервала пласта тех же и (или) вскрывших только верхнюю часть пласта скважин. Данная технология предусматривается преимущественно для пластов, имеющих большую толщину (более 10 м) и подошвенную воду. Для этого в пределах продуктивного пласта в нижнем интервале нефтенасыщенной части в скважине устанавливается второй пакер 32, а ниже его в верхнем интервале обводненной части в скважине устанавливается третий пакер 33. Газ от устья скважины по затрубному пространству 34 между эксплуатационной колонной и наружной колонной лифтовых труб 6 и через канал 35 подается в камеру низкого давления 10 скважинного эжектора 8. По межтрубному пространству 5 осуществляется подъем от забоя до устья скважины продукции, отбираемой из нефтенасыщенной части 36 пласта 11. В интервалы пласта ниже нефтенасыщенной части 37 и 38 нагнетается газожидкостная смесь и жидкость, выделившаяся из газожидкостной смеси, выходящие из скважинного эжектора 8. При этом жидкая фаза (вода, конденсат) преимущественно поступает в нижнюю водонасыщенную часть пласта 38, а газожидкостная смесь, поступая в верхнюю часть водонасыщенного интервала, оттесняет из породы воду, заполняя освободившееся место газожидкостной системой. Вследствие сегрегации поступившая сюда газожидкостная смесь будет постепенно разлагаться; жидкая фаза, имеющая большую плотность, стремится вниз, а выделившийся из газожидкостной смеси газ, имеющий меньшую плотность, стремится вверх. Наличие между подошвенной водой и нефтью в верхней части обводненного интервала пласта газожидкостной смеси препятствует поступлению этой воды в скважину, что улучшает условия работы скважины. Кроме того, выделившийся из газожидкостной смеси газ поступает в нефтенасыщенную часть пласта, образующаяся здесь нефтегазовая смесь будет также препятствовать образованию водяного конуса, уменьшая приток пластовой подошвенной воды в вертикальном направлении в призабойной зоне пласта.

На фиг. 6 представлена технология, в соответствии с которой полученную в скважинном эжекторе смесь горячего теплоносителя с газом подают в продуктивный пласт в циклическом режиме, а в промежутках между нагнетанием осуществляют отбор продукции из этой же скважины. В периоды нагнетания газожидкостной смеси в пласт по внутренней колонне лифтовых труб 2 подается на рабочее сопло скважинного эжектора от теплогенератора 3 горячий теплоноситель, а в камеру низкого давления 10 скважинного эжектора 8 газ по межтрубному пространству 5. В этот период обратный клапан 39 в нижней части башмака наружной колонны 6 лифтовых труб закрыт.

В периоды отбора из скважины продукции закачку в скважину горячего теплоносителя и газа прекращают. При этом обратный клапан 39 открыт, а пластовый флюид из продуктивного пласта 11 поступает через обратный клапан 39 и межтрубное пространство 5 на устье скважины.

На фиг. 7 представлена технология, в соответствии с которой перед подачей в пласт получаемой в скважине смеси горячего теплоносителя с газом, в пласт последовательно закачивают оторочку аммиака (или его водного раствора) и оторочку соляной кислоты. После закачки в продуктивный (нефтяной) пласт 11 оторочки аммиака и оторочки соляной кислоты, эти оторочки проталкиваются смесью, получаемой на выходе из скважинного эжектора 8 горячего теплоносителя с газом, при этом соляная кислота проникает в оторочку аммиака, вследствие чего начинается их реагирование по формуле
NH₃ + HCl NH₄Cl (6) с выделением тепла, в количестве 176,4 кДж/моль, и образуется зона повышенной температуры за счет реагирования соляной кислоты с аммиаком 40. Поступающая в образующуюся зону повышенной температуры вслед за соляной кислотой смесь горячего теплоносителя с газом нагревается дополнительно, за счет контактирования здесь с нагретой породой. В результате достигается дополнительное повышение температуры продвигающейся в нефтяной пласт газовой (или жидкостно-газовой) смеси, что будет способствовать повышению коэффициента вытеснения нефти и в итоге коэффициента нефтеотдачи.

В качестве теплоносителя, подаваемого для нагрева в теплогенераторе 3 для всех рассмотренных технологий предлагается применять разнообразные среды; жидкие и газообразные, в том числе жидкие углеводороды (например нефть, углеводородный конденсат, спирты, их смеси). Применение в качестве горячего теплоносителя углеводородной жидкости или газа в ряде случаев может быть более эффективно, чем закачка горячей воды (например, если в породе продуктивного пласта содержатся минералы, разбухающие при контакте с горячей водой).

Эффективным является также чередование подачи на рабочее сопло скважинного эжектора различных сред: горячей углеводородной жидкости, горячего газа и горячей воды. Горячая легкая углеводородная жидкость в смеси с газом способствует извлечению тяжелой нефти из мелких пор, а последующая подача смеси газов или водогазовой смеси продвижению извлекаемой из пласта тяжелой (высоковязкой) нефти по более проницаемым каналам к добывающим скважинам.

При циклической эксплуатации добывающей скважины, с периодическим нагревом призабойной зоны пласта смесями горячего теплоносителя (жидкого, газообразного) с газом (с применением скважинного эжектора) также получается более высокий эффект при использовании в качестве рабочей среды (горячего теплоносителя), подаваемой на рабочее сопло скважинного эжектора, горячей углеводородной жидкости или горячего газа. В этом случае в призабойной зоне пласта за счет испарения воды, содержащейся в капиллярах породы, снижается водонасыщенность породы, вследствие чего повышается фазовая проницаемость для фильтрации углеводородов (нефти, природного газа), отбираемых из этой же скважины в промежутках между нагревом ПЗП закачиваемыми смесями. Этот фактор усиливает действие фактора, связанного со снижением вязкости нефти при нагреве ПЗП.

П р и м е р 1. Нефтяной пласт залегает на глубине 1200 м и содержит нефть вязкостью 20 мПа·с при пластовой температуре 294 К, текущее пластовое давление 5 МПа. При повышении температуры пластовой нефти до 323 К вязкость нефти снижается до 7 мПа·с, а коэффициент вытеснения нефти водой с 0,67 до 0,74. При закачке в пласт водогазовой смеси коэффициент охвата пласта вытеснением увеличивается с 0,50 до 0,52. Следовательно, коэффициенты нефтеотдачи составят: при закачке ненагретой воды (Т₁ 294 К) η₁= 0,67· 0,5 0,335; при закачке горячей воды (Т₂ 323 К) η₂ 0,74х х 0,5 0,370; при закачке горячей водогазовой смеси (Т₂ 323 К) η₃ 0,74· 0,52 0,385.

При закачке в пласт с температурой 328 К горячей воды коэффициент вытеснения равен 0,76, коэффициент охвата вытеснением 0,50, а при закачке с этой же температурой водогазовой смеси коэффициент охвата вытеснением равен 0,52. Коэффициенты нефтеотдачи при этом составят: при закачке горячей воды (Т₃ 328 К) η₄ 0,76 ·0,5= 0,380; при закачке горячей водогазовой смеси (Т₃ 328 К) η₅= 0,76· 0,52 0,395.

В качестве теплогенератора для нагрева воды используется печь с промежуточным теплоносителем ППТ-0,63. Рассматриваются две технологии закачки в пласт рабочего агента (смеси теплоносителя с газом): по прототипу (смесь получают на поверхности); по предлагаемому способу (смесь получают в скважинном эжекторе).

Исходные данные: температура горячего теплоносителя (горячая вода, нагреваемая на поверхности) на входе в эжектор Т₁ 323 К, температура газа на входе в эжектор Т₂ 318 К,

0,5; К 1,3; U 0,05; Р_см/Р₂ 10.

В результате расчета по формулам (1) и (2) получено:
по известной технологии [3]

по предлагаемой технологии:

328 K
Увеличение температуры водогазовой смеси с 323 до 328 К, как было показано выше, позволяет увеличивать коэффициент нефтеотдачи с 0,385 до 0,395.

П р и м е р 2. В скважине ниже эжектора устанавливается вихревая труба, в которую вводится смесь газов, выходящая из скважинного эжектора, а из вихревой трубы выходят два потока газа: горячий и холодный. Поток горячего газа направляется в продуктивный (нефтяной) пласт, поток холодного газа во второй объект разработки, расположенный ниже. При этом интервал нефтяного пласта в скважине отделен от второго объекта разработки двумя пакерами.

Температуру "горячего" потока газа, выходящего из вихревой трубы при температуре газа на входе в вихревую трубу Т_с 328 К и μ G_x/G_c 0,5, находим по формуле (4). Входящее в эту формулу значение Т_хпринимаем: П_сх Р_х/Р_с 0,3 (здесь Р_с давление газа перед вихревой трубой, Р_х давление холодного потока газа на выходе из вихревой трубы, после диафрагмы). При этих параметрах ΔТ_х/Т_с 0,08, или ΔТ_х 0,08· Т_с0,08 ·328 26,2 К, Т_х Т_с Δ Т_х 328 26,2301,8 К,
откуда:
T_г=

354,2 K (81,2^°C) Следовательно, использование вихревой трубы, установленной после скважинного эжектора, позволяет повысить температуру вводимого в нефтяной пласт газа еще на 26,2 К, что приведет к дальнейшему увеличению коэффициента нефтеотдачи.

П р и м е р 3. В качестве газа, подаваемого для нагнетания в смеси с горячим теплоносителем, используется попутный нефтяной газ, который из промыслового газосборного коллектора направляют к скважине. Давление попутного газа на подходе к скважине 1,2 МПа. С таким давлением газ подается на вход в камеру низкого давления установленного здесь жидкостно-газового эжектора, а на рабочее сопло этого эжектора вода под давлением 20 МПа. На выходе из данного эжектора давление водогазовой смеси равно 6,3 МПа, а отношение массовых расходов подаваемых на эжектор газа и воды U_o G_oг/G_ов 0,03. Из жидкостно-газового эжектора смесь подается в жидкостно-газовый сепаратор, откуда отсепарированный газ направляется в скважину и по кольцевому пространству поступает на вход в камеру низкого давления скважинного эжектора, а вода из жидкостно-газового сепаратора направляется в змеевик теплогенератора (ППТ-0,63), где нагревается до температуры 343 К и под давлением 6,3 МПа направляется в скважину, во внутреннюю колонну лифтовых труб и по ней на рабочее сопло скважинного эжектора.

П р и м е р 4. В качестве смешиваемого в скважинном эжекторе с горячим теплоносителем газа используются дымовые газы, образующиеcя при работе теплогенератора. Для этого кроме первого (жидкостно-газового) эжектора используется второй эжектор, вход в камеру низкого давления которого соединен трубопроводом с дымовой трубой теплогенератора (ППТ-0,63), а на рабочее сопло этого эжектора подается попутный газ, сжатый в первом эжекторе. На выходе из первого эжектора поддерживается давление смеси, равное Р_с 6,3 МПа, и с таким же давлением рабочий газ выходит из первого (газожидкостного) сепаратора и поступает на рабочее сопло второго (газового) эжектора. Р_р2 6,3 МПа, а в камеру низкого давления этого эжектора поступают дымовые газы с давлением Р_г 0,1 МПа. При коэффициенте эжекции дымовых газов во втором эжекторе U 0,5 и отношении Р_р2/Р_г2 6,3/0,1 63 получено ψ Р_с2/Р_г1 5, где Р_с давление смеси газов на выходе из второго (газового) эжектора. Находим значение Р_с: Р_с2/0,1 5, откуда Р_с2 5 ·0,10,5 МПа.

С таким давлением смесь газов поступает в скважину по кольцевому пространству. На входе в камеру низкого давления скважинного эжектора давление равно 0,7 МПа, а давление горячего теплоносителя, поступающего по внутренней колонне лифтовых труб на рабочее сопло эжектора Р_р3 18 МПа. При этих значениях давления и U G_г3/G_в36/500 0,012, G_в3 500 т/сут давление водогазовой смеси на выходе из скважинного эжектора будет равно 7,5 МПа.

При пластовом давлении в продуктивном (нефтяном) пласте Р_пл 5 МПа в него будет подаваться смесь, выходящая из скважинного эжектора и состоящая из дымовых газов, нефтяного (попутного) газа и горячего теплоносителя с репрессией на пласт Р 7,5 52,5 МПа.

П р и м е р 5. Рассматривается подача полученной в скважинном эжекторе смеси горячего теплоносителя с газом в пласт, нижний интервал которого обводнен. Общая толщина пласта 50 м, из них нижние 20 м обводнены. Для предотвращения образования конусов обводнения в призабойной зоне пласта в нижней части необводненного интервала и в верхней части обводненного интервала устанавливают пакеры с расстоянием между ними 15-20 м, спущенные на внутренней колонне лифтовых труб. Поступающая в нижнюю, обводненную часть пласта, водогазовая смесь создает зону, насыщенную тремя фазами: нефтью, водой, газом, в связи с чем здесь коэффициент фазовой проницаемости для воды понижается, поэтому ухудшаются условия подъема конуса пластовой воды. Одновременно с закачкой в нижнюю часть пласта водогазовой смеси, из верхней части пласта осуществляют отбор нефти. Закачка водогазовой смеси и отбор продукции из пласта осуществляют одновременно через одну и ту же скважину. Для предотвращения прорыва водогазовой смеси вверх по заколонному пространству скважины, перед осуществлением работ по данной технологии, пространство за обсадной колонной между двумя нижними пакерами должно быть надежно зацементировано, а при высокой проницаемости породы пласта коллектора в вертикальном направлении проведены дополнительные изоляционные работы по предварительной кольматации породы призабойной зоны в интервале между этими пакерами.

П р и м е р 6. Процесс разработки нефтяного пласта осуществляют через чередования закачки в скважину смеси теплоносителя с газом, образованной в скважинном эжекторе, и отбора пластовой продукции в периоды, когда закачка смеси не ведется. Оптимальную продолжительность периода закачки в пласт горячей смеси теплоносителя с газом и периода отбора продукции устанавливают опытным путем по результатам испытания данной технологии.

Для условий нефтяного пласта, залегающего на глубине 700 м, толщиной 20 м, пористостью 0,22, проницаемостью 0,05 мкм², насыщенного нефтью, имеющую в пластовых условиях вязкость 20 мПа·с, рекомендуется начинать процесс при следующих технологических параметров: расход горячего теплоносителя (горячей воды) G₁ 100 т/сут при температуре теплоносителя на устье скважины 388 К при этом на входе в рабочее сопло скважинного эжектора Т₁ 373 К. Расход нефтяного газа, поступающего по межтрубному пространству в камеру низкого давления скважинного эжектора G₂ 5 т/сут, температура газа на входе в скважинный эжектор Т₂ 353 К, давление на входе в рабочее сопло эжектора Р₁ 22 МПа, на входе в камеру низкого давления эжектора Р₂ 4 МПа. При таких условиях температура выходящей из скважинного эжектора смеси будет равна Т_см3 375 К, а давление выходящей смеси Р_см2 15 МПа. Продолжительность периода закачки горячей смеси в течение одного цикла принимается равной 10-30 сут, а период выдержки скважины закрытой в течение 5-10 сут. После выдержки скважины закрытой из нее начинают отбирать продукцию и следят за изменением во времени дебита жидкости, содержания в ней нефти и воды, а также за изменением температуры на забое скважины. После того, как дебит нефти снизится до установленного на основе экономических критериев уровня, нагнетание горячей смеси повторяют. Сопоставляют фактические данные, полученные при различных вариантах технологии (объем вводимых в пласт агентов, их качество, продолжительность периодов закачки, выдержки скважины закрытой и отбора продукции), и на основании этого выбирают оптимальное их сочетание.

П р и м е р 7. Для интенсификации нагрева породы и вытесняющего агента (смеси теплоносителя с газом) перед началом подачи в пласт вытесняющего агента, в пласт толщиной h 5 м, имеющий начальную температуру Т_пл 293 К закачиваются последовательно расчетные объемы аммиака, буферной жидкости и соляной кислоты. В пласте создается две оторочки, одна из аммиака, а вторая из соляной кислоты. Затем в пласт нагнетают смесь теплоносителя с газом, при этом соляная кислота перемещается в зону, занятую невытесненным из пор аммиака, и в результате реагирования между собой этих агентов выделяется тепло. Для нагнетания аммиака, буферной жидкости (воды) и соляной кислоты используется передвижной насосный агрегат и автоцистерны. Закачка указанных агентов осуществляется через внутреннюю колонну лифтовых труб. Количество реагентов берется из условия, чтобы на 1 кг аммиака приходилось не менее 2 кг соляной кислоты (в пересчете на 100% вещества).

Увеличение температуры породы за счет выделения тепла при реагировании аммиака с соляной кислотой определяется по формуле:
ΔT

где Н количество тепла, выделяющееся при реагировании 1 кг аммиака с соляной кислотой, Н 10400 кДж/кг;
в концентрация в воде аммиака;
ρ_в плотность воды, ρ_в 1000 кг/м³;
m пористость породы, m 0,22;
S_в остаточная насыщенность породы водой с растворенным в ней аммиаком (перед фронтом соляной кислоты), S_в 0,5;
К_исп коэффициент использования аммиака, К_исп 0,7;
(с ρ)_п объемная теплоемкость породы с насыщающими ее жидкостями, (сρ )_п 2380 кДж/м³ ·К.

После подстановки исходных данных в формулу (7) получено:
ΔT

101 K т.е. для приведенных условий температура после реагирования в зоне контактирования указанных выше агентов, будет равна:
Т_к Т_пл + ΔТ 293 + 101 394 К. При последующей прокачке смеси теплоносителя с газом через нагретую перед этим зону, поступающая смесь будет дополнительно нагреваться, за счет отбора тепла от нагретой породы.

Расчетный радиус оторочки закачанного в пласт аммиака принимается равным R_а 6 м. Объем закачанного водного раствора аммиака (V_а) находим по формуле:
V_a π (R

\binom{2}{a}

R

\binom{2}{c}

)hmS_a, (8) где R_с радиус скважины, R_с 0,1 м;
S_а насыщенность породы аммиаком в конце закачки, S_а 0,7. Для данных параметров:
V_a 3,14 (6² 0,1²) ·5 ·0,22· 0,7 87 м³. При массовой концентрации аммиака в воде С_а 0,3, масса чистого вещества составляет:
M_a V_a ·C_a ·ρ_в 87 ·0,3 ·1000
26 ·10³ кг 26 т Масса требующейся для реагирования соляной кислоты принимается равной:
M_HCl 2,5· М_а 2,5 ·26 т 65 т Соляная кислота закачивается в виде водного раствора при концентрации 24 мас. Объем буферной оторочки, закачиваемой в пласт после аммиака, принимается равным объему внутренней колонны лифтовых труб. При использовании лифтовых труб с внутренним диаметром d 0,062 м и глубине скважины L 700 равен V_б

х 0,062² · 700 2,1 м³.

П р и м е р 8. В качестве теплоносителя, нагреваемого в печи ППТ-0,63 и подаваемого на рабочее сопло скважинного эжектора, используется углеводородная жидкость конденсат, на выходе из печи температура 343 К при массовом расходе теплоносителя 600-1000 т/сут. Остальная компоновка и обвязка скважины такая же, как в других примерах.

П р и м е р 9. Для повышения эффективности процесса вытеснения нефти, а также более полной очистки призабойной зоны пласта от остаточной воды, что важно для интенсификации добычи нефти, чередуется подача углеводородной жидкости и газа. Для нагрева углеводородной жидкости и нагрева газа используется один и тот же теплогенератор печь ППТ-0,63. Периодически подают в скважину либо углеводородную жидкость (конденсат), либо углеводородный газ, и нагретые до температуры 343 К указанные среды направляют на рабочее сопло скважинного эжектора.

Claims

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий подачу в пласт смеси теплоносителя и газов, отличающийся тем, что смешение горячего потока теплоносителя с газом осуществляют в установленном в скважине эжекторе, причем на рабочее сопло скважинного эжектора подают горячий теплоноситель, а в камеру низкого давления скважинного эжектора газ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают ниже скважинного эжектора вихревую трубу, в которую подают поток выходящей из скважинного эжектора смеси горячего теплоносителя с газом, причем выходящий из вихревой трубы поток горячего газа направляют для термовоздействия на нефтяной пласт, а поток холодного газа, выходящего из вихревой трубы, направляют для нагнетания в другой объект.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве газа, смешиваемого с горячим теплоносителем в скважинном эжекторе, используют попутный нефтяной газ, причем перед подачей в скважину его направляют в низконапорную камеру установленного на поверхности жидкостно-газового эжектора, на рабочее сопло которого подают под давлением жидкость, а газожидкостную смесь, выходящую из этого эжектора, направляют в жидкостно-газовый сепаратор, выход газа из которого соединен с затрубным пространством нагнетательной скважины, а выход жидкости с выходом холодного теплоносителя в теплогенератор.

4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что в качестве смешиваемого с теплоносителем газа используют дымовые газы, причем перед подачей в нагнетательную скважину их направляют в низконапорную камеру эжектора, на рабочее сопло которого подают рабочий агент, сжатый газ или жидкость, причем выход эжектора соединяют с газосепаратором, выходящий из которого газ направляют в затрубное пространство нагнетательной скважины, а жидкость в поток теплоносителя.

5. Способ по пп.1 4, отличающийся тем, что получаемую в скважине смесь горячего теплоносителя с газом подают в нижний, обводненный, интервал нефтяного пласта, а отбор продукции осуществляют из верхнего, необводненного, интервала пласта тех же и/или других вскрывших только верхнюю часть пласта скважин.

6. Способ по пп. 1 5, отличающийся тем, что приготовленную в скважине смесь горячего теплоносителя с газом подают в продуктивный пласт в циклическом режиме, а в промежутках между нагнетанием осуществляют отбор продукции из этой же скважины.

7. Способ по пп.1 6, отличающийся тем, что перед подачей в пласт получаемой в скважинном эжекторе смеси горячего теплоносителя с газом в пласт последовательно закачивают оторочку аммиака или его водного раствора и оторочку соляной кислоты, причем масса закачанной соляной кислоты берется в количестве не менее удвоенной массы закачанного аммиака (в пересчете на 100% чистого вещества).

8. Способ по пп. 1 7, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя, подаваемого на сопло скважинного эжектора, используют углеводородную жидкость: нефть, углеводородный конденсат, спирты или их смеси, или газ: углеводородный, углекислый, азот, воздух или их смеси.

9. Способ по пп.1 8, отличающийся тем, что чередуют подачу на рабочее сопло скважинного эжектора горячей жидкости и горячего газа.