Способ получения тепла на месторождениях с остаточной нефтью

 

Изобретение относится к горному делу, в частности к переработке нефти на месте ее залегания. Данный способ может быть использовано для производства электроэнергии путем получения пара в подземном парогенераторе. Целью изобретения является повышение эффективности разработки некондиционных нефтяных месторождений путем производства энергетического пара. Поставленная цель достигается тем, что в залежь подают избыточное количество воздуха для полного окисления нефти и необходимое количество воды в соответствии с математическим выражением.

Изобретение относится к горному делу, в частности к утилизации энергетического потенциала некондиционных запасов нефти.

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 220-250^оС на устье скважины, и наконец утилизацию тепла пара и низкокалорийного газа на поверхности Земли. Попутно предусматривается и пиролиз окружающих угольных пропластков, если таковые имеются.

Основными недостатками этого известного способа являются: перегревание обсадной колонны труб в скважине высокотемпературным паром до 220-250^оС, что связано с высокими теплопроводными потерями, и приводит к термонапряжениям между трубами и цементным кольцом, и наконец к потере герметичности ствола скважины.

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.

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.

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.

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.

Целью изобретения является повышение эффективной разработки месторождений нефти для производства водяного пара.

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.

Таким образом существенными признаками изобретения являются:
полное окисление нефти путем подачи воздуха в залежь в количестве, установленном расчетной формулой.

подача воды в подземный парогенератор осуществляется через нагнетательные скважины в количестве:
M_воды = ;
утилизация на поверхности побочных продуктов, а перегретый пар высоких параметров после сепарации направляют в турбину для выработки электроэнергии.

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.

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).

Q_вода = 9,6 (С+3h).

После розжига пласта на забое нагнетательных скважин и создания устойчивого фронта горения (что регистрируется высокой температурой продуктов горения Т_г=300-650^оС в добычных скважина) в нефтяной пласт подают воду, количество которой определяется формулой.

M_воды = ; 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.

Таким образом, коэффициент переработки извлечения нефти достигает 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 q_Н= 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 К_охв = 0,7
Скорость движения фронта горения V_фг.=0,5 м/сут Теплоемкость воды С_b=1 ккал/кг
Теплоемкость влаж- ного пара С_вп.=0,47 ккал/
/кг ^оС
Теплота фазового пере-
хода (испарение воды) r= 595 ккал/кг
Удельная плотность нефти ρ_н = 0,94 кг/дм³
Коэффициент, учитываю-
щий теплопотери в окружа- ющий массив К_п = 0,7
Потребителем добытой энергии в виде пара является паровая турбина с начальными параметрами по пару t_п = 300^оС 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:
V_H = N_b V_фг П σК_охв ρ_H Н К_п =
4˙200˙6˙0,02˙0,12˙0,8˙940˙0,7 =
= 6064 кг/ч.

Количество тепла, выделившегося при сгорании такого количества нефти:
Q_н = q_н˙V_н = 10500˙6064 = 64˙10⁶ ккал/ч.

Количество воды подаваемое в подземный парогенератор:
M_воды = = = 81 т/ч
Таким образом
M_воды = ;
Необходимое количество воздуха для полного окисления нефти:
Q_возд = 9,6 (С + 3L), м³
Q_возд. = 9,6 (0,855 + 3 0,142) = 12,29 м³/кг
Q_{общее возд.} = 12,29˙ 60 ˙64 = 72572,6 м³/ч.

Таким образом, эффективность переработки нефти достигает 90%.

Формула изобретения

СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ТЕПЛА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЬЮ включающий вскрытие залежи буровыми скважинами, предварительное увеличение проницаемости массива, розжиг залежи, подачу в залежь воздуха и воды части скважин, отбор из другой части скважин продуктов сгорания, отличающийся тем, что, с целью получения тепловой энергии или энергетического пара, сжигают трудноизвлекаемую нефть в пласте до полного окисления горючих компонентов, причем подают избыточное количество воздуха в массовом соотношении к остаточной нефти 16 : 1, а воду подают в зоне горения в количестве, определяемом из выражения
M_воды = ,
где q_н - теплотворная способность нефти, ккал/кг;
N - количество скважин в ряду, ед.;
B - расстояние между скважинами в ряду, м,;
m - мощность нефтяного пласта, м;
V_ф.г - скорость движения фронта горения, м/ч;
П - пористость пласта, %;
σ - нефтенасыщенность, %;
K_охв - коэффициент охвата пласта, %;
B_н - плотность нефти, кг/м;
К_п - коэффициент потерь;
С_в и С_вп - теплоемкость воды и влажного пара, ккал/кг, ^oС;
Δt_в и Δt_вп - изменение температуры воды и влажного пара, ^oС;
r - теплота испарения воды, ккал/кг.