Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - удаление отложений парафина, смол и остатков бурового раствора из призабойной зоны пласта, повышение подвижности нефти в призабойной зоне, обеспечение безаварийного проведения работ. В способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ и инициирование процесса тепло- и газовыделения, энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель. Закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам термогазохимической обработки призабойной зоны скважин в карбонатных и терригенных пластах.

Изобретение может быть использовано для увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта с целью повышения производительности скважины при добыче нефти, газа и газового конденсата, для увеличения приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтегазоотдачи пласта.

Известен способ термогазохимического воздействия (ТГХВ) на призабойную зону пласта, при котором под давлением газов, образовавшихся при сгорании на забое скважины порохового заряда, происходит разрыв пласта под давлением пороховых газов (Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев. Спутник нефтяника и газовика. Москва, «Недра», 1986 г. УДК 622.276+622.279, стр. 315). В данном способе пороховой заряд доставляется на забой скважины на каротажном кабеле.

При сгорании порохового заряда происходит образование пороховых газов, которые воздействуют на призабойную зону пласта.

Основными недостатками способа являются:

1. Использование в качестве инициатора взрывчатого вещества;

2. Сложность исполнения способа;

3. Воздействие высоких давлений на устье и обсаженный ствол скважины, что может привести к нарушению как самой колонны и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону суспензии гранулированного магния и аммиачной селитры в жидкости на углеводородной основе, с последующей закачкой в пласт раствора соляной кислоты (А.с. 640023). При этом соляная кислота, взаимодействуя с магнием, повышает температуру кислоты и инициирует разложение аммиачной селитры. Основными источниками тепла являются: реакция магния с соляной кислотой и процесс разложения аммиачной селитры. На последней стадии способа возможен взрыв смеси газов, водорода и кислорода и окиси азота, что может отрицательно сказаться на состоянии цементного кольца и эксплуатационной колонны в интервале обработки.

Известны способы термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону горючеокислительных составов ГОС с последующим введением инициаторов горения: таблетированных порошков алюминия и оксида хрома (Патент RU 2126084); таблеток из смеси боргидрида натрия и перекиси натрия (Патент RU 2154733), способ обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки смеси магния и пропанта с жидкостями на углеродной или водной основе, ГОС и кислотного состава (Патент RU 2440490). Основными недостатками вышеперечисленных способов являются:

1. Использование нерастворимых в воде твердых веществ, что ограничивает их проникновение в призабойную зону пласта;

2. Реакция происходит при контакте с инициатором реакции в колонне, что негативно сказывается на техническом состоянии подземного оборудования.

Наиболее близкий способ термохимической обработки пласта включает раздельную закачку компонентов горючеокислительного состава ГОС и инициатора горения ИГ, по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам НКТ. При этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме. ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта только через кольцевое пространство между внешним и внутренним НКТ, а ИГ подают по внутренним НКТ. ГОС - водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное; ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду - остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы (RU 2401941). Этот способ принят нами за прототип.

В прототипе в качестве ГОС, т.е. основного источника тепловой энергии являются водные растворы аммиачной селитры или водорастворимых горючих составов органического происхождения.

Этот способ имеет ряд существенных недостатков:

1. ГОС на основе аммиачной селитры переходит в стадию непрерывной реакции, с выделением тепловой энергии и газов, только при достижении температуры не менее 200°С, т.е. для того, чтобы реакция протекала, необходим подогрев растворов и окружающей породы другим источником энергии до 200°С.

2. Эта реакция, как известно, не протекает в ограниченных размерах, которые меньше критического, т.е. не может протекать в порах и трещинах пласта.

3. Реакция протекает в эксплуатационной колонне, что зачастую приводит к повреждению колонны, цементного камня или подземного оборудования НКТ, пакера и др.

Все эти недостатки отсутствуют в предлагаемом способе обработки призабойной зоны и предлагаемых составах. Предусмотрены меры безопасности, обеспечивающие безопасную и безаварийную работу на скважинах.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ, инициируют процесс тепло- и газовыделения, согласно изобретению, энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин, энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель, причем закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту.

В основе способа лежит применение бинарных смесей, реакция между входящими в их состав веществами, которые происходят в следующей последовательности:

1. Реакция обмена между нитритом натрия и солями аммония с образованием нитрита аммония, который стабилен только в нейтральной и щелочной среде, т.е. при рН 7 и более.

2. В кислой среде при рН менее 7 нитрит аммония разлагается с образованием воды и нитрозина.

3. Нитразин в кислой среде распадается на азот и воду с выделением большого количества тепловой энергии.

Бинарные смеси, используемые в предлагаемом способе, включают в себя основной энергогазообразующий состав - раствор, состоящий из двух основных веществ: нитрита натрия и соли аммония. Для стабилизации в раствор вводят стабилизатор - реагент удерживающий рН раствора, т.е. рН раствора не менее 7.

Основной энергогазообразующий состав:

1. Водорастворимые соли аммония (соляной, азотной
или органических солей). Предпочтительно применение
нитрата аммония 100 частей
2. Нитрит натрия 69 частей
3. Стабилизатор (аммиачная вода)
(летом 10 частей, зимой 6 частей) 10÷6 частей
4. Вода 112 частей
Инициатор:
1. Формалин (кислоты минеральные или органические) 10÷25 частей

В качестве стабилизатора используется аммиачная вода. Аммиачную воду вводят при приготовлении состава после растворения соли аммония перед растворением нитрита натрия. Вместо аммиачной воды, в качестве стабилизатора, возможно использование любой щелочи, кальцинированной соды или пиридина. Все вышеперечисленные вещества поддерживают рН раствора на уровне 7, что обеспечивает стабильность состава.

Для протекания реакций в приготовленном водном солевом растворе необходим инициатор. Инициатор - вещество, снижающее рН раствора ниже 7, т.е. повышающим кислотность раствора, что является необходимым условием для протекания реакции преобразования нитрита аммония в нитрозамин. В качестве инициатора используют различные кислоты HCl, СН3СООН и др. или формалин - водный раствор формальдегида CH2O. Формалин не агрессивен к сталям и более предпочтителен. Оптимальное соотношение раствора формалина и энергогазообразующего состава в зоне смешения должно быть 1:5.

При использовании формалина реакции протекают в следующей последовательности:

1. NH4NO3+CH2O(формалин)→CH2NH+HNO3,

образовавшаяся азотная кислота создает кислую среду, необходимую для протекания следующих реакций;

2. NH4NO3+NaNO2↔NH4NO2+NaNO3

В кислой среде, которая образовалась в первой реакции, вторая реакция протекает активно со сдвигом вправо, т.е. с образованием NH4NO2 и NaNO3; а нитрит аммония, в кислой среде, превращается в нитрозамин - нестабильное вещество, которое разлагается с выделением тепловой энергии и азота.

3. NH4NO2→NH2NO+Н2О

NH2NO→N2+H2O+Q

где Q - это тепловая энергия, равная 300 кДж/моль (1118 ккал/кг).

Это основная реакция, выделяющая большое количество тепла и газообразного азота, удаляющие из призабойной зоны кольматанты - парафин, смолы, эмульсии и остатки бурового раствора.

Параллельно протекают и другие реакции. Так, при температуре 200°С избыток нитрат аммония разлагается:

NH4NO3=NO2+2H2O+Q (36,8кДж/моль)

Особенностью способа является то, что энергогазообразующий состав и инициатор закачиваются по различным каналам двухрядного лифта НКТ, а их смешивание происходит в призабойной зоне. После смешивания состава с инициатором - бинарная смесь поступает в пласт, где и протекает реакция до полного разложения нитрозамина. Основным энергогазообразующим веществом является нитрит натрия, преобразующийся в нитрит аммония, который, в свою очередь, преобразуется в кислой среде в нитрозин, при разложении которого выделяется тепловая энергия.

Второй особенностью реакций в предложенном способе является то, что реакции протекают без предварительного подогрева и имеют индукционный период при температуре 20÷25°С - 4 минуты, это время с момента перемешивания до достижения температуры 90°С, что исключает преждевременное развитие реакции в колонне и является одной из мер обеспечения безопасности работ.

Кроме этой меры безопасности способ предусматривает закачку энергогазообразующего состава по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения состава и инициатора устанавливают огневой предохранитель. Предохранитель препятствует, в экстренных случаях, распространению окислительно-восстановительной реакции селитры внутри насосно-компрессорных труб и предохраняет трубы, пакер и колонну от повреждений. Пакер на наружных трубах устанавливают на 40÷60 метров выше зоны смешения, и он имеет проходное отверстие, позволяющее пропустить через него внутренний ряд труб.

И третьей мерой безопасности в способе является то, что закачку энергогазообразующего состава производят порциями по 0,5÷1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2÷0,5 м3 водного 15÷20%-ного раствора карбамида. Раствор карбамида угнетает развитие окислительной реакции и является источником углекислого газа при его дегидратации в пласте. Углекислый газ, при растворении его в нефти, повышает подвижность нефти, снижая ее вязкость (Л.К. Алтунина, В. А. Кувшинов «Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ». Новосибирск «НАУКА». Сибирская издательская фирма РАН, 1995).

На конце внутреннего ряда труб устанавливают завихритель, который обеспечивает необходимое перемешивание энергогазообразующего состава и инициатора.

Количество применяемого энергогазообразующего состава рассчитывают исходя из задачи, стоящей перед исполнителями работ. Данные составы и способы применяют:

а) для очистки призабойной зоны пласта от смол и парафинов;

б) для термогазоциклического метода воздействия на пласт.

При использовании способа для целей удаления смол и парафинов расчет производят из условия прогрева породы в радиусе 0,8÷1,2 метра от скважины. Для прогрева породы на 60°С и расплавления отложений в радиусе 0,8÷1,2 метра от оси скважины закачивают в скважину 1,5÷2,5 объема пор в этой зоне скважины.

Пример.

Скважина имеет продуктивную мощность 10 м. Пористость породы 15%, двукратный объем в радиусе 1 метр от оси скважины пор будет равен:

2πR2*10*0,15=2*3,14*1*10*0,15-Vскв=9,06 м3

где Vскв - объем скважины в продуктивной зоне равен 0,36 м3.

Плотность энергогазообразующего состава - 1400 кг/м3.

Масса состава 9,06*1400=12684 кг или 12,684 т.

Для приготовления данного состава потребуется:

Аммиачной селитры 4,091 т
Нитрита натрия 2,82 т
Аммиачная вода 0,327 т
Вода 4,583 т (м3)
Инициатор - формалин 0,614 т

Определяют необходимое количество тепловой энергии для нагрева породы (цилиндр, если объемом скважины пренебречь) в радиусе 1 метра при теплоемкости породы 700 ккал/м3 прогрев ее с 20°С до 80°С и применив КПД равный 0,4:

14,13*700*60/0,4=1483650 ккал

Проверочным расчетом определяют количество тепловой энергии, образовавшейся из приготовленного состава в результате реакции разложения нитрозина - оно равно 2164581,15 ккал, т.е. выделившегося тепла с избытком достаточно для прогрева породы в радиусе 1 метр.

КПД учитывает потери тепловой энергии в соседний пласт и нагрев воды в растворе и жидкости в порах пласта до необходимой температуры. При мощности продуктивного пласта до 10 метров КПД принимают равным 0,4÷0,6, а при мощности более 10 метров КПД принимают равным 0,5÷0,7.

При использовании способа для циклического воздействия на пласт, прогрев производят в радиусе 5÷8 метров от оси скважины и для прогрева используют количество раствора, равное 1,5 объему пор.

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ, инициирование процесса тепло- и газовыделения, отличающийся тем, что энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин, энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель, причем закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат – снижение обводненности и повышение нефтеотдачи в пластах с очень горячими зонами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси содержит газотурбинный двигатель, дополнительную камеру сгорания, полости которой сообщены с одной стороны с выходом свободной турбины газотурбинного двигателя и топливной магистралью, а с другой стороны - со входом теплообменного аппарата.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам работы и конструированию парогазогенераторов. Парогазогенератор содержит охлаждаемую балластирующим компонентом камеру сгорания и смесительную головку.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возможность возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

Изобретение относится к способам для обработки углеводородов, содержащих углеводороды геологических материалов. Способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, содержит: (a) получение смеси жидких углеводородов и газообразных компонентов, полученных из углеводородного месторождения, в котором газообразные компоненты содержат сероводород и меркаптаны; (b) выделение жидких углеводородов из газообразных компонентов; (c) контакт газообразных компонентов с отбензиненным абсорбционным маслом, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом и формируют насыщенное абсорбционное масло; (d) выделение газообразного продукта, содержащего сероводород, из насыщенного абсорбционного масла; (e) обработку газообразного продукта для удаления сероводорода с получением обедненного топливного газа и (f) обработку жидких углеводородов, полученных на стадии (b), путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом, насыщенным абсорбционным маслом, смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла, эквивалентным углеводородом или с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d), для снижения вязкости перед транспортировкой на нефтеперерабатывающий завод для переработки.

Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возобновление эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды, экологическая безопасность.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти в нефти, имеющие меньшую вязкость и плотность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси характеризуется тем, что она содержит парогазогенератор, состоящий из смесительной головки, охлаждаемой водой камеры сгорания и камеры смешения.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение добычи углеводородных энергоносителей, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. В способе разработки залежи углеводородных флюидов, включающем строительство добывающей горизонтальной скважины над подошвой продуктивного пласта, параллельно добывающей горизонтальной скважине в одном направлении и на одинаковой глубине строят вторую горизонтальную добывающую скважину, нагнетательную горизонтальную скважину выполняют двухствольной и строят между добывающими горизонтальными скважинами параллельно и в противоположном направлении, причем нижний ствол горизонтальной двухствольной нагнетательной скважины располагают на одинаковой глубине с горизонтальными добывающими скважинами, а верхний ствол горизонтальной двухствольной нагнетательной скважины располагают над нижним стволом. В каждый ствол нагнетательной скважины опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. Участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, в отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение энергоэффективности способа разработки. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти. Технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов. При этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле, где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с; ρв - плотность воздуха в горных выработках; Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки, определяемая по формуле где св - удельная теплоемкость воздуха, ; ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С; Qт.п. - мощность теплового потока, кВт. Регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах, при этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха. 1 табл., 5 ил.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для гидравлического разрыва пласта. Устройство гидроразрыва пласта содержит по существу трубчатый корпус, стыковочное устройство подачи нагнетаемой текучей среды и по меньшей мере один парогазогенератор высокого давления. При этом трубчатый корпус выполнен с возможностью установки в зоне забоя ствола скважины. Причем корпус имеет по меньшей мере одно нагнетательное окно вблизи своего конца. Стыковочное устройство функционально соединено с корпусом для подачи расходуемых материалов в виде текучей среды гидроразрыва внутрь корпуса устройства гидроразрыва пласта. Парогазогенератор высокого давления размещен в корпусе и содержит по меньшей мере одну камеру сгорания. Причем корпус имеет стыковочное устройство горючей среды, гидравлически сообщающееся с по меньшей мере одной камерой сгорания. Причем по меньшей мере парогазогенератор выполнен с возможностью и предназначен для создания повторяющихся циклов воспламенения. Причем каждый цикл воспламенения содержит цикл подачи топлива, предназначенный для подачи горючей среды, содержащей воздух и топливо, к по меньшей мере одному парогазогенератору, и цикл сгорания, предназначенный для воспламенения поданной горючей среды для генерирования давления, полученного в результате сгорания горючей среды во время цикла сгорания, которое выталкивает текучую среду гидроразрыва по меньшей мере из одного нагнетательного окна. Техническим результатом является снижение количества жидкости гидроразрыва. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для термогазохимической обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Установка для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт содержит парогазогенератор, состоящий из смесительной головки, охлаждаемой камеры сгорания и камеры смешения, соединенной с входом турбины турбонасосного агрегата, включающего в себя насос окислителя, насос горючего, насос воды и турбину, служащую для привода насосов, при этом входы насосов соединены с емкостями окислителя, горючего и воды соответственно, а выходы насоса окислителя и насоса горючего соединены со смесительной головкой парогазогенератора, насоса воды - с охлаждающим трактом камеры сгорания, при этом выход турбины соединен с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы, термостойкий пакер, разделяющий внутреннюю полость насосно-компрессорной трубы и затрубное пространство, в варианте исполнения часть воды, поступающей из насоса воды, подается в смеситель, установленный на выходе турбины турбонасосного агрегата и соединенный с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси содержит турбокомпрессор, включающий в себя компрессор и турбину, рабочие колеса которых закреплены на одном валу, водяной насос, расположенный со стороны компрессора и вал которого соединен с валом турбокомпрессора. При этом выход компрессора соединен с парогазогенератором, состоящим из смесительной головки, охлаждаемой камеры сгорания и камеры смешения, соединенной с входом турбины. Выход турбины соединен с испаряющим смесителем, представляющим собой охлаждаемую камеру, во внутренней полости которой расположены равномерно по окружности трубки. При этом один конец каждой трубки соединен с блоком подачи воды, сообщающимся с трактом охлаждения камеры и состоящим из двух днищ, соединенных между собой с помощью втулок, а другой конец упомянутой трубки установлен коаксиально в канале, имеющем форму трубки Вентури и выполненном в утолщенном днище, размещенном в выходной части камеры. Техническим результатом является повышение эффективности парогазового воздействия на нефтяной пласт. 2 ил.

Группа изобретений относится к в основном к нагревателям со свойствами ограничения температуры. Нагреватель для нагрева подземного пласта содержит ферромагнитный проводник и электрический проводник, электрически соединенный с ферромагнитным проводником. При этом конфигурация нагревателя обеспечивает первое количество тепла при более низкой температуре и второе, уменьшенное количество тепла, когда нагреватель достигает выбранной температуры или входит в диапазон выбранной температуры, при которой ферромагнитный проводник претерпевает фазовое превращение из феррита в аустенит. Способ нагрева подземного слоя с использованием нагревателя заключается в том, что подают электрический ток в нагреватель, обеспечивая нагрев по меньшей мере участка подземного пласта. Техническим результатом является повышение эффективности и равномерности нагрева пласта. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 4 табл., 20 ил.

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти. 7 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего. При этом к выходу из колтюбинга горючего присоединен активатор горючего, выход которого соединен с входом скважинного газогенератора. При этом активатор горючего содержит два электрода, установленные в рабочей камере и соединенные высоковольтными проводами с источником высокого напряжения. Устройство также содержит системы подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор и в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор. При этом система подвода газа Брауна в воздух, подаваемый в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии. Причем система подвода газа Брауна в горючее, подаваемое в скважинный газогенератор, содержит электролизер, заполненный водой, в котором установлены два электрода, присоединенные к источнику электроэнергии. Техническим результатом является повышение КПД процесса горения. 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 21 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть. Способ освоения скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с насосом и капиллярной трубки, закрепленной на наружной поверхности колонны НКТ клямсами, одновременный отбор нефти и подачу химического реагента дозировочным насосом с устья скважины по капиллярной трубке. В качестве насоса используют винтовой насос с верхним приводом от колонны насосных штанг. В качестве химического реагента, дозируемого по капиллярной трубке, используют растворитель парафинов нефтяной. За 12 ч до запуска привода винтового насоса осуществляют импульсную высокочастотную термоакустическую - ИВЧТА обработку призабойной зоны пласта. Перед запуском винтового насоса подачей растворителя насосом-дозатором заполняют капиллярную трубку растворителем от интервала приема винтового насоса до устья, прекращают подачу растворителя в капиллярную трубку, выставляют максимальную нагрузку по току на привод винтового насоса в зависимости от номинальной нагрузки по току электродвигателя привода винтового насоса. Запускают привод винтового насоса с оборотами ротора 70 об/мин с последующим плавным увеличением до 110 об/мин. После запуска привода винтового насоса осуществляют подачу растворителя по капиллярной трубке на прием винтового насоса с расходом 10% от дебита скважины. При росте нагрузки по току на 15% от номинальной нагрузки снижают обороты ротора до 60 об/мин, производят ступенчатое увеличение подачи растворителя в капиллярную трубку до 20% от дебита скважины. В случае роста нагрузки выше максимального значения и отключения насоса производят обратную промывку горячей нефтью и продолжают освоение скважины с высоковязкой нефтью. Техническим результатом предлагаемого способа освоения скважины с высоковязкой нефтью является повышение надежности реализации способа за счет исключения отложения АСПО на внутрискважинном оборудовании с началом запуска насоса в работу при повышении эффективности скважинного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт для предупреждения образования парафиногидратных отложений в зоне перфорации и под насосным оборудованием. Индукционный скважинный нагреватель включает корпус, соосно размещенный в нем полый ферромагнитный сердечник, и индукционные катушки, провода обмоток которых последовательно соединены друг с другом, и установленную с одной стороны корпуса переходную муфту. Муфта выполнена с возможностью присоединения нагревателя к колонне насосно-компрессорных труб и снабжена токовводом для присоединения питающего кабеля к обмоткам индукционных катушек. При этом сердечник размещен в корпусе с образованием кольцевой полости, выполненной сообщающейся с полостью сердечника посредством сквозных отверстий в стенке сердечника на его концевых участках. При этом корпус выполнен ферромагнитным. В кольцевой полости корпуса вмонтированы чередующиеся индукционные катушки и кольцевые ферромагнитные зубцы. Причем указанные кольцевые зубцы выполнены с равноглубокими прорезями по периметру, через которые проложены изолированные провода, для соединения индукционных катушек в фазные обмотки, а также - спицы-вставки, фиксирующие кольцевые зубцы от осевого перемещения. При этом катушки обмоток каждой фазы выполнены двурядными и распределены по длине каждого полюсного деления поочередно с зубцами при равном соотношении их количеств. При этом торцы корпуса герметизированы выполненной с одной стороны корпуса заглушкой, снабженной перепускным клапаном, соединенным с кольцевой полостью, а с другой стороны, переходной муфтой, дополнительно снабженной обратным клапаном, проходной канал которого соединен с полостью сердечника. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности нагревателя за счет оптимизации магнитной цепи, увеличения индукционной составляющей мощности и предотвращения перегрева индукционных катушек, улучшения теплопередачи, обеспечения надежной герметизации и защиты в скважине при высоких давлениях. 5 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.
Наверх