Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти



Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2616022:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности для нефтяных шахт и может найти применение при шахтной разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.

Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи нефти высоковязкой нефти, включающий проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры (RU 2535326, опубл. 10.10.2014 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляции при изменении технологических режимов работы.

Известен способ шахтной разработки высоковязкой нефти, заключающийся в реализации подземно-поверхностной системы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и отборе нефти через подземные скважины. Датчиками контроля температуры оборудуются устья подземных скважин. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды поступают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (RU 2267604, 10.01.2006 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие взаимосвязи между системой автоматизации добычи нефти и системой проветривания нефтешахты.

Известен термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины. Отработку нижнего слоя нефтяного пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами, пробуренными из буровой галереи нефтяного пласта, закачку пара в нижний слой пласта осуществляют через подземную систему пароснабжения. При этом отработку горизонтальных скважин ведут в пароциклическом режиме, а подключение подземной системы пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих и перевода части горизонтальных скважин (RU 2552569, опубл. 10.06.2015 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляционной системы при различных технологических процессах, а следовательно, низкая энергоэффективность способа.

Наиболее близким способом к заявленному изобретению является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, согласно которому в продуктивном пласте или ниже его проходят горную выработку. Из горной выработки бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие скважины. С поверхности бурят вертикальные нагнетательные скважины. В них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины. Их бурят из горной выработки параллельно добывающим скважинам. Забои парораспределительных скважин ориентированы в кровлю нефтяного пласта. Они пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния. Дополнительные добывающие скважины ориентированы ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин. Каждую парораспределительную скважину и дополнительную добывающую скважину бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости (RU 2199657, опубл. 27.02.2003 г.).

Недостатком известного способа является невозможность регулирования подачи воздуха при проветривании в случае изменения режимов работы пароподающих, парораспределительных и добычных скважин, что приводит к высокому энергопотреблению способа.

Кроме того, известный способ не обеспечивает микроклиматические параметры в рабочих зонах нефтешахты, т.к. к концу ведения работ тепловой фронт температурой порядка 70°C будет вблизи горных выработок, что усложняет проветривание и отрицательно влияет на безопасность работ.

Технический результат заключается в повышении энергоэффективности термошахтного способа разработки высоковязкой нефти.

Способ позволяет регулировать режимы работы главной вентиляторной установки (ГВУ), экономя электроэнергию, а также создать резерв по вентиляции и повысить показатели промышленной безопасности.

Указанный технический результат достигается тем, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, согласно изобретению, 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.

Существенная экономия электроэнергии, затраченной главной вентиляционной установкой системы вентиляции, достигается тем, что расчет требуемого количества воздуха проветривания для каждого из технологических режимов позволяет снизить расход электроэнергии при снижении температуры по исходящей струе нагретого воздуха.

Расчет осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных Qпост. и переменных Qперемен. тепловых потоков (Qт.п.=Qпост.+Qперемен.), определяемых расчетным путем в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках.

При накоплении нефти в скважинах тепловой поток в горные выработки уменьшается, что приводит к снижению требуемого количества воздуха для проветривания горных выработок.

На фиг. 1 представлена схема распределения тепла по нефтяному пласту участка уклонного блока нефтяной шахты.

На схеме представлены нефтяной пласт 1, горная выработка 2, добычная 3 и пароподающая 4 скважины. Тепловой баланс участка добычных работ состоит из теплового потока пара, закачиваемого в пароподающую скважину Qпар, тепловых потерь на смежные участки нефтяного пласта Qсм, в кровлю Qкр, в подошву Qпод, в горные выработки Qгор и при истечении нефти Qфл, и, непосредственно, нагрев пласта Qнаг.

Расчет требуемого количества воздуха проводится по тепловому фактору в зависимости от суммы Qгор+Qфл, где Qгор - мощность постоянного теплового потока, равная Qпост., Qфл - мощность переменного теплового потока, равная Qперемен.

При проведении технологической операции накопления нефти в скважинах снижается требуемый расход воздуха Qв.

Способ позволяет исключить передвижение людей при ведении добычного режима на исходящей струе. В результате повышается запас вентиляционной сети по тепловому фактору минимум на 30%. Для повышения безопасности добыча нефти не будет вестись, пока на пути исходящей струи будут находиться шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.

На фиг. 2 представлена схема добычи нефти, реализующая заявляемый способ.

В нефтяном пласту 1 выполняют горные выработки буровой галереи 5, строят добычные 3, пароподающие 4 и парораспределительные скважины 6. Для выхода из нефтяного пласта строят наклонные горные выработки 7. Также для функционирования объекта выполняют промежуточные 8 и капитальные 9 горные выработки. Подача пара осуществляется от парогенератора 10.

На фиг. 3 представлена конфигурация добычного участка, на фиг. 4 - элемент I на фиг. 3.

На входах добычных скважин 3, расположенных вдоль горной выработки 2, размещены задвижки 11 с электроприводом 12 и кабелями 13 автоматизации и электроснабжения. Автоматизированная система добычи нефти представляет собой комплекс датчиков и исполнительных механизмов на каждой добычной скважине (не показаны). Каждая добычная скважина оборудована задвижкой 11, укомплектована датчиками давления, температуры или расходомерами (не показаны).

На фиг. 5 показаны схемы ручного а) и автоматического б) управления ГВУ. Центр управления добычей находится в помещении горного диспетчера на поверхности, центр управления ГВУ находится в помещениях вентилятора главного проветривания.

Регулирование производительности ГВУ осуществляется автоматически при изменении скорости вращения вентилятора и изменением угла наклона лопаток направляющего аппарата (не показаны). Взаимодействие системы проветривания с системой добычи может осуществляться в автоматизированном режиме, либо через диспетчера и операторов добычи нефти.

Система проветривания настраивает вентиляционную сеть с регулирующими устройствами и ГВУ на заданные микроклиматические параметры, исходя из режимов работы добычных скважин 3.

Заявляемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

В вертикальные пароподающие скважины 4 закачивают теплоноситель - пар, который генерируется парогенератором 10. Пар от пароподающих скважин 4 попадает в парораспределительные скважины 6, причем каждая пароподающая скважина 4 соединена с одной парораспределительной скважиной 6. Далее пар из парораспределительной скважины 6 отдает тепло в нефтяной пласт 1. Нагреваясь, пласт 1 начинает генерировать в добывающие скважины 3 флюиды, состоящие из нефти, пластовой воды и сконденсированного пара.

Таким образом, добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации после снижения ее вязкости паром.

Технологический процесс добычных скважин состоит из 2-х режимов: добычного и накопительного.

В процессе добычи нефти задвижки 11 добычных скважин 3 открыты, пароподающие скважины 4 открыты или закрыты, ГВУ системы вентиляции работает в полную силу, расход воздуха максимальный.

В случае прекращения добычи нефти, когда добычные скважины 3 начинают выдавать теплоноситель в горные выработки 2 или происходит истечение флюидов меньше заданной нормы, начинают срабатывать исполнительные механизмы задвижек 11 добычных скважин 3. Система проветривания реагирует на это изменение, изменяя режим работы ГВУ.

Расчет количества подаваемого воздуха ГВУ осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков Qперемен. и Qпост., определяемых расчетным путем и в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках 2. Изменение режима работы ГВУ проводят в ручном или автоматическом режимах.

Порядок работы ГВУ при двух режимах работы добычных скважин представлен в Таблице.

При добыче нефти из скважин операторами, которые находятся со стороны свежей струи относительно добычных скважин 3, либо автоматизированной системой добычи нефти в выработках 2 по ходу движения струи шахтеры не находятся.

Возможно исключение переменной составляющей тепловых потоков при расчете производительности ГВУ за счет отсутствия передвижения людей при ведении добычных работ на исходящей струе. В результате повышается запас по тепловому фактору минимум на 30%. Техническое преимущество реализации данного решения заключается в создании на нефтяной шахте безопасного производственного объекта, регламентированного законодательством РФ.

Для повышения безопасности может использоваться система позиционирования работников, при реализации которой добыча нефти не будет вестись в случае, если на пути исходящей струи находятся шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.

Заявленный способ позволяет осуществлять ограничение температуры исходящей струи воздуха между нормативным и максимальным значением при спасательных работах с целью эвакуации людей по выработкам с исходящей струей в процессе добычи нефти. Нормативное значение температуры воздуха внутри выработки формируется, исходя из длин путей возможной эвакуации и для каждой шахты индивидуально.

Основное преимущество данного способа заключается в цикличности работы системы вентиляции, целью которой является экономия энергопотребления, кроме того, возможность создания микроклиматических условий для шахтеров в рабочих зонах в допустимых пределах, обеспечивая максимальную добычу нефти.

Таким образом, предлагаемый способ проветривания систем горных выработок нефтяной шахты позволяет уменьшить значения теплового фактора вентиляционной сети нефтяной шахты, тем самым увеличив энергоэффективность проветривания, создать резерв по вентиляции с повышением показателей промышленной безопасности.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи пласта. .

Изобретение относится к области науки о Земле, в частности к добыче нефти или газа, и может быть использовано для дополнительного извлечения нефти или газа с использованием упругого миграционного геоэффекта и кавитации во флюидосодержащих породах на глубинах 15 км и более.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение добычи углеводородных энергоносителей, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.
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.

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.

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.
Наверх