Способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в способах разработки месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами, содержащими, в том числе высоковязкую нефть, а также месторождений с низким газовым фактором. Технический результат - повышение надежности и эффективности способа, повышение качества сжигания топлива в окислителе, исключение потери тепла продуктов горения топлива, повышение температуры сгорания топлива, повышение уровня экологической безопасности района добычи нефти, регулирование выбросов загрязняющих вредных веществ. Способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа включает подготовку рабочего агента, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины с последующим отделением нефти и попутного газа. Предварительно определяют химический состав пласта, замеряют пластовые температуру, давление, выбирают пласты, состоящие из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более. В процессе подготовки рабочего агента одновременно с подачей топлива в парогенератор направляют воду и атмосферный воздух. Полученную смесь углекислого газа и водяного пара направляют в теплообменник. Удаляют водяной пар из смеси. Далее полученный из теплообменника углекислый газ направляют одновременно с кислородом, топливом и водой в парогенератор при соотношении углекислого газа и кислорода соответственно 4:1 и соотношении топлива к смеси углекислого газа и кислорода соответственно 1:12. По линии возврата продукты горения направляют через теплообменник в объеме, необходимом для поддержания соотношения углекислого газа и кислорода. Удаляют водяной пар из продуктов горения. Далее продукты горения без водяного пара направляют в парогенератор, а оставшийся объем продуктов горения смешивают с водяным паром в смесителе для получения рабочего агента и закачивают в нагнетательную скважину. В качестве топлива используют смесь углеводородной части попутного газа и газа от поставщика, при этом количество в смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика изменяют в зависимости от объема попутного газа, поступающего с газосепаратора. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при разработке месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами, содержащими в том числе высоковязкую нефть, а также месторождений с низким газовым фактором.

Известны способы разработки нефтяных месторождений, при которых применяется закачка углекислого газа (CO2) в пласт. Данные методы разработки нефтяных месторождений входят в группу технологий под общим наименованием методов смешивающегося вытеснения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с помощью CO2 (патент RU №2486334, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. в бюл. №18 от 27.06.2016), включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, определение концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде. Закачку попутно добываемой воды с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид. После снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением CO2 под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.

Недостатки способа:

- низкая экологическая эффективность в связи с тем, что в процессе реализации способа создают дополнительные источники CO2 и, как следствие, вследствие увеличивают выброс парниковых газов в атмосферу;

- не предусмотрена утилизация или использование CO2, отделяемого из добываемой продукции;

- трудоемкость реализации способа, связанная со сложностью приготовления рабочих растворов в промысловых условиях;

- значительные материальные затраты на реализацию способа вследствие использования разнообразных дополнительных химических реагентов (затраты на их приобретение и хранение).

Известен также способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2490440, МПК Е21В 43/24, F04F 1/08, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2013), включающий подачу рабочего агента в нагнетательную скважину, отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжиганием. Сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха. Продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий CO2, оставшуюся газовую фазу сбрасывают. Для получения рабочего агента жидкий CO2 смешивают с водяным паром, образующимся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа.

Недостатками способа являются:

- низкая экологическая эффективность, связанная со сбросом «балластных» продуктов горения в атмосферу;

- низкая эффективность реализации способа из-за добавления к пару охлажденного CO2, что приводит к снижению температуры пара и нецелесообразности осушки CO2, т.к. его будут закачивать с паром;

- низкая эффективность сжигания топлива с избытком воздуха по мере возрастания количества CO2 в попутном нефтяном газе в процессе добычи.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2038467, МПК Е21В 43/18, опубл. 27.06.1995), включающий подготовку рабочего агента, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины с последующим отделением нефти, попутного газа. Подготовку рабочего агента осуществляют путем подачи попутного газа, полученного при разработке нефтяной залежи, в котел теплоэлектростанции для сжигания. Продукты сгорания, состоящие в основном из смеси углекислоты и водяных паров, с выхода котла направляют в газоводяной теплообменник, где они охлаждаются до 110-130°С и направляются в смеситель, где смешиваются с O2 для образования искусственного окислителя, который направляется на вход котла. Кислород получают путем разделения воздуха на кислород и азот на воздухоразделительной установке. В качестве топлива используют попутный газ. Соотношение топлива и окислителя при сжигании - 1:10. Окислитель дополнительно содержит водяной пар. Соотношение O2, CO2 и водяного пара в окислителе - 1:2:2 соответственно.

Недостатками данного способа являются:

- недостаточная надежность способа, т.к. не учитываются пластовые условия. Если пластовые температура и давление не обеспечивают переход CO2 в сверхкритическое состояние, то продвижение по пласту CO2 в газообразном состоянии приводит к преждевременному прорыву CO2 к добывающим скважинам и падению добычи нефти;

- ограниченная эффективность способа, связанная с тем что для месторождений, состоящих из пород-коллекторов, которые не содержат карбонатной части, коллектор не реагирует с закачиваемым рабочим агентом и не увеличивается его проницаемость; из-за охлаждения продуктов горения топлива и окислителя теряется возможность дополнительного теплового воздействия на пласт для снижения вязкости нефти и увеличения ее подвижности за счет нагрева;

- низкое качество сжигания топлива в окислителе, т.к. предложенное соотношение топлива и окислителя 1:10 является недостаточным. Недостаток окислителя приводит к неполному сгоранию топлива и образованию сажи на стенках теплообменника, что ухудшает передачу тепла от сгорающего топлива к нагреваемой среде;

- низкая эффективность способа по причине отсутствия стадии конденсации паров воды из продуктов горения топлива, возвращаемых обратно в котел, т.к. при горении газового топлива с присутствием водяного пара происходит снижение температуры в зоне горения;

- низкая экологическая эффективность реализации способа из-за сброса азота в атмосферу без полезного применения.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности и эффективности способа путем соответствия химического состава пород и пластовых условий разрабатываемого месторождения сверхкритическому состоянию CO2, а также исключение потерь тепла продуктов горения топлива, обеспечивающих дополнительное тепловое воздействие на пласт, повышение качества сжигания топлива в окислителе за счет подобранного соотношения топлива и окислителя и соотношения компонентов в окислителе, увеличение температуры сгорания топлива за счет конденсации паров воды из рециркулирующих продуктов сгорания, повышение уровня экологической безопасности района добычи нефти, обеспечение выполнения мероприятий по регулированию выбросов загрязняющих вредных веществ.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа, включающим подготовку рабочего агента, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины с последующим отделением нефти и попутного газа.

Новым является то, что предварительно определяют химический состав пласта, замеряют пластовые температуру, давление, выбирают пласты, состоящие из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более, в процессе подготовки рабочего агента одновременно с подачей топлива в парогенератор направляют воду и атмосферный воздух, полученную смесь углекислого газа и водяного пара направляют в теплообменник, удаляют водяной пар из смеси, далее полученный из теплообменника углекислый газ направляют одновременно с кислородом, топливом и водой в парогенератор, при соотношении углекислого газа и кислорода соответственно 4:1 и соотношении топлива к смеси углекислого газа и кислорода соответственно 1:12, по линии возврата продукты горения направляют через теплообменник в объеме, необходимом для поддержания соотношения углекислого газа и кислорода, удаляют водяной пар из продуктов горения, далее продукты горения без водяного пара направляют в парогенератор, а оставшийся объем продуктов горения смешивают с водяным паром в смесителе для получения рабочего агента и закачивают в нагнетательную скважину, в качестве топлива используют смесь углеводородной части попутного газа и газа от поставщика, при этом количество в смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика изменяют в зависимости от объема попутного газа, поступающего с газосепаратора.

Сущность способа заключается в следующем.

Данный способ применяют как на вновь разрабатываемом месторождении, так и на уже разрабатываемых месторождениях.

Выбор пластов, состоящих из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более, обеспечивает сверхкритическое состояние CO2, который входит в состав закачиваемого в пласт рабочего агента. Это предупреждает преждевременный прорыв рабочего агента к добывающим скважинам и падение добычи нефти. В результате использование в рабочем агенте CO2 в сверхкритическом состоянии приводит к лучшему растворению CO2 в добываемой продукции и дальнейшему отделению CO2 вместе с попутным газом от нефти при сепарации.

Применение в качестве топлива смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика регулирует потребляемый объем газа от поставщика, дает возможность реализации способа для месторождений с различным газовым фактором.

Сжигание топлива в окислителе в соотношении 1:12 повышает качество процесса, предотвращает образование сажи и накопление ее на стенках теплообменника, а также улучшает передачу тепла от сгорающего топлива к нагреваемой среде, в данном случае воде.

Тепло, образующееся при сгорании топлива в окислителе, используют для выработки водяного пара, который входит в состав рабочего агента, и применяют для теплового воздействия на обрабатываемый пласт.

На чертеже представлена блок-схема способа разработки нефтяного месторождения с использованием закачки CO2.

Блок-схема включает: трубопровод подвода воды 1, теплообменник 2, парогенератор 3, совмещенный с печью (не показана), линию отвода продуктов горения 4, линию возврата 4', регулируемый штуцер 4'', линию выхода пара 5, смеситель 6, линию подачи смеси пара и CO2 7, нагнетательную скважину 8, мобильную кислородную станцию 9, линию сбора азота 10, линию подачи O2 11, газопровод 12, добывающую скважину 13, трубопровод добываемой продукции 14, газосепаратор 15, линию отвода отсепарированной нефти 16, линию отсепарированного попутного нефтяного газа 17, линию отвода конденсата 18, линию подачи атмосферного воздуха 19.

Способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки CO2 осуществляют следующим образом.

На участке месторождения проводят комплекс исследовательских работ, включающий определение химического состава пласта и замер пластовых температуры и давления.

Выбирают пласты, состоящие из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более. Такие пластовые условия обеспечивают сверхкритическое состояние закачиваемого CO2 в пласте.

Подготавливают рабочий агент, состоящий из смеси продуктов горения и водяного пара.

Для этого определяют объем попутного газа Vпг, поступающего по линии отсепарированного попутного газа 17 с газосепаратора 15. Выделяют в объеме Vпг объемы углеводородной части и части CO2 с помощью газового хроматографа, например хроматографа газового аналитического Цвет-800 производства ОАО «ЦВЕТ».

Определяют процентное содержание углеводородной части Vув и CO2 VпопCO2:

где Vпг - объем попутного газа;

Vув - объем углеводородной части попутного газа;

VпопCO2 - объем части CO2 попутного газа;

X - процентное содержание углеводородной части в попутном газе;

Y - процентное содержание части CO2 в попутном газе.

Определяют состав топлива. В качестве топлива используют смесь углеводородной части попутного газа и газа от поставщика. Газ от поставщика - газ, соответствующий требованиям к горючим природным газам промышленного и коммунально-бытового назначения. Углеводородная часть попутного газа - смесь газообразных углеводородов. Количество в смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика изменяют в зависимости от объема попутного газа, поступающего по линии отсепарированного попутного газа 17 с газосепаратора 15.

Запускают в работу парогенератор 3, который расходует объем топлива Т м3/ч. Например, используют парогенератор GPT, выпускаемый концерном Garioni Naval (Италия). Для этого подают топливо в парогенератор 3 по газопроводу 12.

Таким образом, объем топлива Т определяют:

где Vг - объем газа от поставщика;

Vув - объем углеводородной части попутного газа.

Одновременно с подачей топлива направляют воду по трубопроводу 1 через теплообменник 2 в парогенератор 3 и атмосферный воздух по линии подачи атмосферного воздуха 19. Атмосферный воздух вводят в печь парогенератора 3. Происходит процесс сгорания топлива в атмосферном воздухе при непрерывной подаче воды в парогенератор 3, в результате на выходе из печи парогенератора 3 образуется смесь CO2 и водяного пара. Удаляют из смеси водяной пар путем направления смеси CO2 и водяного пара по линии отвода продуктов горения 4 в линию возврата 4', а далее в теплообменник 2. В теплообменнике 2 водяной пар конденсируют из смеси. Перед выводом CO2 из теплообменника 2 прекращают подачу атмосферного воздуха в парогенератор 3. Для этого перекрывают линию подачи атмосферного воздуха 19. С одновременной подачей CO2 вводят O2 в печь парогенератора 3. При этом объем CO2 составляет VвозврCO2, объем O2 - VксO2. Для этого открывают линию подачи O2 11. O2 используют от кислородной станции 9. В парогенераторе 3 происходит процесс смешивания CO2 и O2 и образование окислителя. В качестве окислителя применяют смесь CO2 и O2 в пропорции 4:1 соответственно. Такое соотношение CO2 и O2 предотвращает образование сажи и накопление ее на стенках теплообменника 2 и парогенератора 3.

В качестве кислородной станции 9 используют, например, мобильную кислородную станцию ПКСК-10, производящую O2 чистотой 95%, производства компании «ОКСИМАТ - OXYMAT А/S». Производимый O2 получают путем разделения атмосферного воздуха, поступающего в кислородную станцию 9, остающийся после отделения O2 из атмосферного воздуха азот направляют по линии 10 для сбора и дальнейшего использования в производственных нуждах, например процессов пенного гидравлического разрыва пласта.

Окислитель подготавливают объемом Vок в соотношении топлива к смеси CO2 и O2 1:12 соответственно:

где Т - объем топлива.

Также объем окислителя Vок определяют:

где VобCO2 - общий объем CO2;

VобO2 - общий объем O2.

Так как соотношение компонентов в окислителе CO2 и O2 4:1 соответственно, в процентном выражении VобCO2 составляет 80% и УобO2 - 20% от объема Vок:

Общий объем CO2 (VобCO2) определяют:

где VпопCO2 - объем отсепарированного CO2, поступающего с газосепаратора 15;

VвозвCO2 - объем CO2, поступающего по линии возврата 4'.

Таким образом, объем CO2, поступающего по линии возврата 4' (VвозврCO2), определяют:

Общий объем O2 (VобO2) определяют:

где VксO2 - объем O2, поступающего от кислородной станции 9;

VвозврO2 - объем O2, возвращающегося с продуктами горения.

Таким образом, объем O2, поступающего от кислородной станции 9 (VксO2), который подают в парогенератор 3 по линии подачи O2 11, определяют:

В момент поступления окислителя в печь парогенератора 3 происходит сжигание топлива объемом Т и окислителя объемом Vок с образованием продуктов горения объемом (Vгор). Продуктами горения является смесь CO2, водяного пара и остаточного O2, при этом процентное соотношение компонентов в смеси 79,552%, 17,279% и 3,168% соответственно (Энциклопедия теплоснабжения http://www.rosteplo.ru/).

Продукты горения топлива выводят из печи парогенератора 3 по линии отвода продуктов горения 4.

Далее продукты горения в объеме, необходимом для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе, направляют через регулируемый штуцер 4'' по линии возврата 4' через теплообменник 2.

В теплообменнике 2 из продуктов сгорания, состоящих из смеси CO2, водяного пара и остаточного O2, конденсируют водяной пар и отводят по линии отвода конденсата 18, далее направляют в трубопровод подвода воды 1. Т.к. температура сконденсированного водяного пара выше температуры воды, подводимой к парогенератору 3 по трубопроводу 1, то происходит дополнительный подогрев воды. Также в теплообменнике 2 продукты горения отдают тепло воде, тем самым сокращая затраты энергии для дальнейшего нагрева воды до водяного пара. На выходе из теплообменника 2 получают смесь CO2 и остаточного O2, которую подают в печь парогенератора 3.

Объем продуктов горения (Vгор) определяют:

где VсгCO2 - объем CO2 в продуктах горения;

VсгH2O - объем водяного пара в продуктах горения;

VсгO2 - объем остаточного O2 в продуктах горения.

Также объем продуктов горения (Vгор) определяют:

Далее определяют содержание объемов CO2 (VсгCO2), водяного пара (VсгH2O) и остаточного O2 (VсгO2) в объеме продуктов горения.

Объем CO2 (VсгCO2) определяют:

где Vгор - объем продуктов горения.

Объем водяного пара (VсгH2O) определяют:

где Vгор - объем продуктов горения.

Объем остаточного O2 (VсгO2) определяют:

где Vгор - объем продуктов горения.

Из объема CO2 из продуктов горения (VсгCO2) отбирают объем VвозврCO2 по линии возврата 4'. Т.к. по линии возврата 4' происходит отбор продуктов горения топлива, представляющих смесь CO2, водяного пара и остаточного O2, то для обеспечения отбора объема CO2, необходимого для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе, от общего объема продуктов горения по линии возврата 4' отбирают следующий объем из пропорции:

где VсгCO2 - объем CO2 в продуктах горения, выходящих из печи парогенератора 3 по линии отвода продуктов горения 4;

Z - процент CO2, необходимый для отбора по линии возврата 4' из объема VсгCO2 для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе;

VвозврCO2 - объем CO2, отбираемый по линии возврата 4'.

Определяют объем продуктов горения (Vвозвр), необходимый для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе:

где Vгор - объем продуктов горения;

Z - процент CO2, необходимый для отбора по линии возврата 4' из объема VсгCO2 для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе.

В соответствии с процентным соотношением компонентов в смеси продуктов горения в отбираемом объеме Vвозвр, необходимом для приготовления окислителя, содержится:

- объем CO2:

- объем водяного пара:

- объем остаточного O2:

Определяют оставшийся объем продуктов горения Vзак:

где Vзак - объем продуктов горения, направляемых для получения рабочего агента;

Vгор - объем продуктов горения;

Vвозвр - объем, отбираемый по линии возврата 4'.

Оставшийся объем продуктов горения направляют по линии 4 в смеситель 6, где происходит смешение с водяным паром, поступающим по линии выхода пара 5 из парогенератора 3. Таким образом, получают рабочий агент, состоящий из смеси продуктов горения и водяного пара.

Рабочий агент направляют по линии 7. Закачивают рабочий агент через нагнетательную скважину 8 в пласт.

В пласте с температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более CO2, входящий в состав рабочего агента, переходит в сверхкритическое состояние. При этом водяной пар из рабочего агента отдает тепловую энергию пласту и насыщающим его флюидам, конденсируется и смешивается с CO2. При смешении CO2 со сконденсировавшимся водяным паром образуется угольная кислота, преобразующая кальцит породы пласта в водорастворимый гидрокарбонат кальция, что ведет к увеличению пустотной емкости, проницаемости пласта и увеличению промытого порового пространства пласта и эффективности извлечения нефти из мелких поровых капилляров.

Нагретый пластовый флюид, смешанный с водой и попутным газом, - добываемая продукция. Отбирают добываемую продукцию из пласта через добывающую скважину 13.

По трубопроводу 14 добываемую продукцию направляют на газосепаратор 15, где производят сепарацию попутного газа. Отделенную нефть и воду направляют на дальнейшую подготовку по линии 16. Попутный газ по линии 17 направляют в трубопровод 12 на вход печи парогенератора 3. Таким образом, технологический цикл замыкается. Далее повторяют вышеописанные операции, начиная с направления из теплообменника 2 полученного CO2 с одновременной подачей O2 от кислородной станции 9.

Рассмотрим пример реализации способа разработки нефтяного месторождения с использованием закачки CO2.

Провели комплекс исследовательских работ. Определили химический состав пласта, замерили пластовые температуру, давление. Выбрали пласт, горные породы которого содержат карбонатную часть, пластовая температура - 35°С, а пластовое давление - 16,5 МПа.

В процессе подготовки рабочего агента определили объем попутного газа, поступающего по линии 17 с газосепаратора 15, равный 50 м3/ч. Выделили в объеме попутного газа объем углеводородной части, который составил 80%, и объем части CO2 - 20%. Объем углеводородной части составил 40 м3/ч, объем части CO2 - 10 м3/ч по формулам (2), (3).

Запустили в работу парогенератор 3, который расходует 100 м3/ч топлива. В качестве топлива использовали газ от поставщика в объеме 60 м3/ч и углеводородную часть попутного газа в объеме 40 м3/ч.

Одновременно с подачей топлива направили воду по трубопроводу 1 через теплообменник 2 в парогенератор 3 и атмосферный воздух по линии подачи атмосферного воздуха 19. Атмосферный воздух вводили в печь парогенератора 3. Образовалась смесь CO2 и водяного пара на выходе из печи парогенератора 3. Удалили из смеси водяной пар путем направления смеси CO2 и водяного пара по линии отвода продуктов горения 4 в линию возврата 4', а далее в теплообменник 2. Перед выводом CO2 из теплообменника 2 прекратили подачу атмосферного воздуха в парогенератор 3. Для этого перекрыли линию подачи атмосферного воздуха 19.

Определили объем окислителя Vок=1200 м3/ч по формуле (5).

Общие объемы CO2 и O2, необходимые для приготовления окислителя, составили VобCO2=960 м3/ч, VобO2=240 м3/ч (по формулам (7), (8)).

Отобрали из линии отвода продуктов горения 4 объем CO2, поступающий по линии возврата 4', VвозврCO2=950 м3/ч (по формуле 10).

Продукты горения топлива вывели из печи парогенератора 3 по линии отвода продуктов горения 4 в объеме Vгор=1300 м3/ч (по формуле (14)).

Далее в объеме продуктов горения содержалось CO2, водяного пара и остаточного O2 VсгCO2=1034,176 м3/ч, VсгH2O=224,627 м3/ч и VсгO2=41,184 м3/ч соответственно (по формулам (15)-(17)).

Определили процент CO2, необходимый для отбора по линии возврата 4', из объема VсгCO2 для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе Z=91,86% по формуле (19).

Объем продуктов горения, необходимый для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе, составил Vвозвр=1194,18 м3/ч (согласно формуле (20)). Этот объем отобрали по линии возврата 4' и направили в теплообменник 2.

В соответствии с процентным соотношением компонентов в продуктах горения в отбираемом объеме, необходимом для поддержания соотношения CO2 и O2 в окислителе, содержалось CO2 в объеме VвозврCO2=949,99 м3/ч, водяного пара в объеме VвозврH2O=206,35 м3/ч, остаточного O2 в объеме VвозврO2=37,83 м3/ч (формулы (21)-(23)).

С учетом возвращаемого объема O2 VвозврO2 от кислородной станции 9 подавали O2 объемом VксO2=202,17 м3/ч (формула (12)).

Оставшийся объем продуктов горения Vзак=105,82 м3/ч (формула (24)) направили по линии 4 в смеситель 6. В смесителе 6 оставшийся объем продуктов горения смешивали с водяным паром, поступающим по линии выхода пара 5 из парогенератора 3. Таким образом, получали рабочий агент, состоящий из смеси продуктов горения и водяного пара.

Рабочий агент направили по линии 7. Закачали рабочий агент через нагнетательную скважину 8 в пласт в объеме 105,82 м3/ч.

Нагретый пластовый флюид, смешанный с водой и попутным газом - добываемая продукция. Отбор добываемой продукции осуществляли из пласта через добывающую скважину 13.

По трубопроводу 14 добываемую продукцию направили на газосепаратор 15, где производили сепарацию попутного газа. Отделенную нефть и воду направили на дальнейшую подготовку по линии 16. Попутный газ по линии 17 направили в трубопровод 12 на вход печи парогенератора 3. Таким образом, технологический цикл замыкается. Далее повторяют вышеописанные операции, начиная с направления из теплообменника 2 полученного CO2 с одновременной подачей O2 от кислородной станции 9.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа позволяет:

- повысить надежность и эффективность способа;

- исключить потерю тепла продуктов горения топлива;

- повысить качество сжигания топлива в окислителе;

- повысить температуру сгорания топлива;

- повысить уровень экологической безопасности района добычи нефти;

- обеспечить выполнение мероприятий по регулированию выбросов загрязняющих вредных веществ.

Способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа, включающий подготовку рабочего агента, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины с последующим отделением нефти и попутного газа, отличающийся тем, что предварительно определяют химический состав пласта, замеряют пластовые температуру, давление, выбирают пласты, состоящие из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более, в процессе подготовки рабочего агента одновременно с подачей топлива в парогенератор направляют воду и атмосферный воздух, полученную смесь углекислого газа и водяного пара направляют в теплообменник, удаляют водяной пар из смеси, далее полученный из теплообменника углекислый газ направляют одновременно с кислородом, топливом и водой в парогенератор при соотношении углекислого газа и кислорода соответственно 4:1 и соотношении топлива к смеси углекислого газа и кислорода соответственно 1:12, по линии возврата продукты горения направляют через теплообменник в объеме, необходимом для поддержания соотношения углекислого газа и кислорода, удаляют водяной пар из продуктов горения, далее продукты горения без водяного пара направляют в парогенератор, а оставшийся объем продуктов горения смешивают с водяным паром в смесителе для получения рабочего агента и закачивают в нагнетательную скважину, в качестве топлива используют смесь углеводородной части попутного газа и газа от поставщика, при этом количество в смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика изменяют в зависимости от объема попутного газа, поступающего с газосепаратора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам по измерению обводненности добываемой нефти во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является обеспечение гомогенности измеряемой среды и постоянное соответствие газожидкостного состава между измерительными датчиками составу пластовой продукции.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам оптимизации работы скважин, оборудованных скважинным насосом, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат – обеспечение плавных изменений капилярно-пористой структуры пласта и текучести углеводородного сырья, использование одной скважины, облегчение доставки оборудования к месту прогрева, в части разработки эффективных способов освоения залежей горючих сланцев, с высоким выходом жидких углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение стабильности работы насоса, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечение большей зоны пласта, равномерный прогрев пласта.

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Способ реализуется на скважинах, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным преобразователем электрического тока погружного электродвигателя.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции.

Изобретение относится к эксплуатации скважинного оборудования. Техническим результатом является улучшение анализа эквивалентной статической плотности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров с определением коэффициента проницаемости.

Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к электронагревателям, применяемым для тепловой обработки насосно-компрессорных труб (НКТ) с целью ликвидации парафиновых и гидратных отложений в эксплуатационных скважинах и, в частности, для восстановления неработающих заблокированных скважин.

Изобретение относится к добыче нефтепродуктов из тяжелых нефтяных или битумных пластов подземных месторождений. Технический результат - экономически обоснованное повышение нефтеотдачи, увеличение степени извлечения битума и/или тяжелой нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение эффективности вытеснения высоковязкой нефти в отдаленных от буровой галереи участках разрабатываемого блока путем равномерного прогрева пласта по всему интервалу нагнетательной скважины, а также ограничение прорыва пара в буровую галерею и уменьшение прогрева пород вблизи буровой галереи.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для очистки счетчика количества жидкости, применяющегося для измерений массы и массового расхода нефти в составе нефтегазовой смеси.

Изобретение относится к модулю генерации ультра-сверхкритического рабочего агента, подаваемого в нефтесодержащие пласты для повышения их отдачи. Техническим результатом является создание высокопроизводительного модуля генерации ультра-сверхкритического рабочего агента.

Изобретение относится к термостойкому взрывчатому составу, применяемому для проведения взрывных работ, изготовления перфорационных систем и ремонта в глубоких нефтяных скважинах в условиях повышенных температур и давлений.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат – обеспечение плавных изменений капилярно-пористой структуры пласта и текучести углеводородного сырья, использование одной скважины, облегчение доставки оборудования к месту прогрева, в части разработки эффективных способов освоения залежей горючих сланцев, с высоким выходом жидких углеводородов.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу добычи высоковязкой, тяжелой нефти или битумов. Комплекс оборудования включает в себя наземный генератор частот, совмещённый с блоком питания и управления и двух скважинных приборов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – стимулирование и оптимизация процесса добычи нефти, рост эффективности воздействия на нефтегазоносный пласт, повышение безопасности при одновременном снижении затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение стабильности работы насоса, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечение большей зоны пласта, равномерный прогрев пласта.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в способах разработки месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами, содержащими, в том числе высоковязкую нефть, а также месторождений с низким газовым фактором. Технический результат - повышение надежности и эффективности способа, повышение качества сжигания топлива в окислителе, исключение потери тепла продуктов горения топлива, повышение температуры сгорания топлива, повышение уровня экологической безопасности района добычи нефти, регулирование выбросов загрязняющих вредных веществ. Способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа включает подготовку рабочего агента, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины с последующим отделением нефти и попутного газа. Предварительно определяют химический состав пласта, замеряют пластовые температуру, давление, выбирают пласты, состоящие из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более. В процессе подготовки рабочего агента одновременно с подачей топлива в парогенератор направляют воду и атмосферный воздух. Полученную смесь углекислого газа и водяного пара направляют в теплообменник. Удаляют водяной пар из смеси. Далее полученный из теплообменника углекислый газ направляют одновременно с кислородом, топливом и водой в парогенератор при соотношении углекислого газа и кислорода соответственно 4:1 и соотношении топлива к смеси углекислого газа и кислорода соответственно 1:12. По линии возврата продукты горения направляют через теплообменник в объеме, необходимом для поддержания соотношения углекислого газа и кислорода. Удаляют водяной пар из продуктов горения. Далее продукты горения без водяного пара направляют в парогенератор, а оставшийся объем продуктов горения смешивают с водяным паром в смесителе для получения рабочего агента и закачивают в нагнетательную скважину. В качестве топлива используют смесь углеводородной части попутного газа и газа от поставщика, при этом количество в смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика изменяют в зависимости от объема попутного газа, поступающего с газосепаратора. 1 ил.

Наверх