RU132127U1

RU132127U1 - Внутрипластовый теплообменный аппарат

Info

Publication number: RU132127U1
Application number: RU2012149495/03U
Authority: RU
Inventors: Валентин Сергеевич Колбиков; Леонид Геннадьевич Стулов; Валентина Викторовна Колбикова; Шамиль Рустэмович Ахметов
Original assignee: Леонид Геннадьевич Стулов
Priority date: 2012-11-20
Filing date: 2012-11-20
Publication date: 2013-09-10

Abstract

1. Внутрипластовый теплообменный аппарат в виде замкнутого пространства, в котором находится теплоноситель, отличающийся тем, что он представляет собой комплекс секций труб эксплуатационной колонны, снабженных продольными ребрами теплообмена и поясами прочности, а башмак последней трубы выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола.2. Внутрипластовый теплообменный аппарат по п.1, отличающийся тем, что длину горизонтального участка скважины - теплообменного аппарата принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти.3. Внутрипластовый теплообменный аппарат по пп.1 и 2, отличающийся тем, что продольные ребра теплообмена располагают по всей длине трубы, причем прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и усиливают поясами прочности по длине труб.4. Внутрипластовый теплообменный аппарат по п.1, отличающийся тем, что башмак последней трубы теплообменного аппарата выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м.

Description

Предполагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти.

Известны забойные нагреватели на базе использования электроэнергии (ТЭНы). Забойные электронагреватели (ТЭНы) обычно используются или для тепловой обработки призабойной области пласта для увеличения продуктивности скважины, или для инициирования внутрипластового горения - известного, но пока не получившего широкого практического применения, способа разработки залежей высоковязкой нефти. Все методы внутрипластового горения (влажного и сухого) признаны взрывоопасными и не поддающимися регулированию процессов выработки запасов нефти в сочетании с целым рядом других отрицательных факторов. Тепловая эффективность забойных ТЭНов без закачки агентов для переноса тепла очень низка в целом для залежи и не может являться технологией разработки.

Известно устройство для тепловой обработки призабойной зоны скважины, (патент РФ №2208145, МПК: Е21В 43/25, 36/04, 43/24), включающий металлический корпус нагревателя, силовой кабель питания, диски-электроды, установленные на токопроводе и размещенные по оси корпуса, при этом диски-электроды выполнены с перфорацией и собраны в чередующиеся пары, где верхние диски - электроды соединены с корпусом, а нижние закреплены на токопроводе, причем в междисковых интервалах токопровода и корпуса размещены термостойкие изоляторы, а корпус нагревателя заполнен токопроводящей жидкостью, при этом устройство снабжено водоподающей системой, включающей выпускной клапан, расположенный в корпусе, соосном с корпусом нагревателя, насосно-компрессорные трубы НКТ и соединенную с ними водоподающую трубу с насосом с регулируемым приводом и емкостью с водой, термостойким пакером, расположенным над корпусом выпускного клапана, и регулятором напряжения.

Недостатком этого устройства является поочередный, неодновременный прогрев продуктивного пласта с откачкой нефти.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008 Бюл.№34). Способ включает закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры при отборе продукции.

Недостатком известного способа является то, что при проводке горизонтальной добывающей скважины в подошвенной части продуктивного пласта вблизи водобитумного контакта в процессе эксплуатации произойдет постепенное подтягивание воды и обводнение скважины, а предлагаемый способ не включает мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для проведения термоимпульсного способа обработки призабойной зоны нефтяных скважин. Предложены различные сочетания бинарных смесей твердофазных окислителей и топливных материалов, выделяющих при реакции большое количество тепла и вызывающих реакцию самораспространяющегося высокотемпературного синтеза (СВС), которые размещают в контейнере, спускают его на забой и путем подачи электрического импульса с устья через кабель-трос от каротажной станции инициируют горение компонентов бинарных смесей, а горячую воду, омывающую контейнер, вместе с паром закачивают в нефтяной пласт(А.Г.Мержанов, В.В.Лунин, Д.А.Леменовский, Е.И.Александров, И.М.Кузнецов, А.Л.Петров, В.Ю.Лиджи-Гиряев.

«Высокотемпературное стимулирование добычи нефти.» Журнал РАЕН: «Наука и технологии в промышленности» №2,2010).

Недостатками описанного способа и устройства являютсяюграниченный характер теплового воздействия на пласт (только в призабойной зоне), неизбежное обводнение пласта (т.к. идет водо-паровая обработка), ограниченные размеры устройства (контейнера), не превышающие толщину нефтяного пласта и трудности в регулировании теплового режима.

Задачей предлагаемой полезной модели является создание специальной конструкции внутрипластового теплообменного аппарата, обеспечивающей высокую тепло-технологическую и экономическую эффективности разработки нефтегазовых месторождений, имеющих слой высоковязкой нефти относительно небольшой толщины.

Главным преимуществом предлагаемого устройства является передача нефтенасыщенному слою только тепловой энергии и отсутствие влияния на природный упругий газо-водонапорный режим пластовых систем. То есть, полностью исключаются процессы вытеснения высоковязкой нефти теплоносителем и процесс обводнения нефтяного пласта.

Сущность предлагаемого устройства внутрипластового теплообменного аппарата заключается в том, что он представляет собой комплекс секций труб эксплуатационной колонны (ЭК) специальной конструкции с большой площадью теплообмена с пластовой средой, расположенных в горизонтальном участке скважины и снабженных продольными ребрами теплообмена и поясами прочности. Длину теплообменного аппарата задают в зависимости от применяемой сетки добывающих скважин (формы и расстояний между скважинами). В качестве теплоносителя или теплогенератора теплообменного аппарата используют прокачиваемый через него (без выхода в пласт) высокотемпературный теплоноситель в фазе пара или воды.

Поставленная задача достигается тем, что конструктивно внутрипластовый теплообменный аппарат является участком ЭК в стандартной горизонтальной скважине, т.е., комплексом секций труб ЭК, снабженных продольными ребрами теплообмена по всей длине трубы, причем, прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и усиливают поясами прочности по длине труб, а башмак последней трубы выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м. Длину горизонтального участка скважины -теплообменного аппарата - принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти.

Сущность поясняется схемой конструкции внутрипластового теплообменного аппарата, приведенной на фигуре 1, где:

1 - эксплуатационная колонна (ЭК),

2 - ребра теплообмена,

3 - пояс прочности ребер теплообмена,

4 - насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Предлагаемое устройство внутрипластового теплообменного аппарата работает следующим образом;

- горизонтальный участок скважины размещают под нефтяным слоем (в водонапорном бассейне) с удаленностью от слоя нефти в области активного теплового воздействия;

- длину горизонтального участка скважины - внутрипластового теплообменного аппарата принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти;

- вертикальный ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной из легирующих металлов, гарантирующих ее прочность при нагреве до высоких температур;

- цементирование эксплуатационной колонны (ЭК) осуществляют от подошвы продуктивной части нефтенасыщенного слоя до устья скважины с предварительным натягом на 100 тонн силы;

- горизонтальный участок скважины обсаживают эксплуатационной колонной (ЭК) - трубами специальной конструкции -внутрипластовыми теплообменными аппаратами - без цементирования;

- внутрипластовый теплообменный аппарат - комплекс секций труб ЭК 1, снабжают продольными ребрами теплообмена 2 на всю длину трубы, причем, прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и поясами прочности 3 по длине трубы. Количество ребер теплообмена с толщиной 3-6 мм и высотой 40-60 мм по периметру эксплуатационной трубы - от 50 до 100 штук. Пояса прочности ребер ЭК имеют ширину 250-350 мм, толщину - 2-5 мм, количество поясов на одной трубе ЭК 2-4 шт., монтаж выполняют заподлицо ребер.

- башмак последней трубы внутрипластового теплообменного аппарата выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м;

- в ЭК спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Выше кровли нефтенасыщенного слоя (не менее 10 м) - колонну НКТ термоизолируют.Остальная ее часть до башмака 4 (горизонтальный участок) - без изоляции;

- последнюю трубу хвостовика НКТ (7-8 м) используют в качестве искусственного фильтра с высокой плотностью перфорации (не менее 20 дыр на 1 пм);

- устье скважины оборудуют термостойкой арматурой (до 250-300°С), обеспечивающей спуск теплоизолированной колонны НКТ и осуществление процесса прокачки теплоносителя в НКТ с выходом его в затрубное пространство (между НКТ и ЭК);

температуру на внешней стенке внутрипластового теплообменного аппарата путем прокачки теплоносителя поддерживают не ниже критической температуры парообразования при данном пластовом давлении в области его размещения (например, 200°С обеспечат парообразование в объекте с давлением (Р_пл)≤1,6 МПа, 250°С при Р_пл≤4,0 МПа, 300°С при Р_пл≤8,8 МПа);

- прокачку теплоносителя через внутрипластовый теплообменный аппарат осуществляют в замкнутом режиме: парогенератор - система термоизолированных труб НКТ в ЭК и теплообменном аппарате - затрубное пространство ЭК скважины - система термоизолированных труб до приема парогенератора.

При использовании внутрипластовых теплообменных аппаратов важными параметрами их тепловой характеристики являются:

- удельная площадь теплообмена теплообменных аппаратов к площади нефтеносности элемента теплового воздействия:

- удельная площадь теплообмена теплообменных аппаратов к объему продуктивных отложений элемента теплового воздействия:

- удельная площадь теплообмена теплообменных аппаратов к объему геологических запасов нефти элемента теплового воздействия:

Пример. В качестве примера приводим теплотехническую характеристику внутрипластового теплообменного аппарата - секции из одной трубы эксплуатационной колонны (ЭК) 1 диаметром 6 дюймов и длиной 8 м:

- количество ребер (50×5 мм) - 50 штук (один из вариантов),

- площадь теплообмена с окружающей средой (для данного варианта конструкции) - 42 м²,

- теплосодержание 1 п.м. аппарата при прокачке теплоносителя (пара или воды) с температурой от 200 до 300°С составляет в среднем 0,588 Мкал. (ЭК длиной 8 м - 4,7 Мкал).

Теплоноситель, нагретый до температуры, превышающей критическую температуру парообразования при данном пластовом давлении в области его размещения (200°С в объекте с давлением (Р_пл)≤1,6 МПа), подают в систему термоизолированных труб НКТ в эксплуатационной колонне(ЭК) и внутрипластовый теплообменный аппарат: комплекс секций труб ЭК 1, снабженные ребрами теплообмена 2, усиленные поясами прочности ребер 3. Затем он поступает в затрубное пространство ЭК скважины и далее - в систему термоизолированных труб до приема парогенератора. Так осуществляют циркуляцию теплоносителя в замкнутом пространстве, регулируя и поддерживая высокую температуру на внешней стенке внутрипластового теплообменного аппарата.

Положительные факторы использования внутрипластового теплообменного аппарата:

- обеспечивается возможность высокоэффективного (технологически и экономически) ввода тепла в нефтегазовые эксплуатационные объекты, представленные слоем нефти, газовой шапкой и подошвенным водонапорным бассейном и, таким образом, обеспечивается возможность ввода в разработку нефтегазовых месторождений с уникально большими, но трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти, представленных массивной нефтегазовой залежью с нефтенасыщенным слоем, газовой шапкой и подошвенной водонапорной системой:

- создается высокоэффективное тепловое воздействие на слой высоковязкой нефти, приводящее к быстрому снижению динамической вязкости нефти до пределов категории легкой маловязкой нефти (10 мПа.с), с последующим эффективным применением стандартных технологий для выработки ее запасов с использованием природной упругой энергии газовой шапки и водонапорного бассейна,

- обеспечивается ресурсосберегающая технология эксплуатации поверхностных теплогенерирующих средств (парогенераторов), работающих в замкнутом режиме производства высокотемпературного теплоносителя без дополнительного расхода товарной воды,

- сохраняется благоприятный природный упругий режим вытеснения из высокопроницаемого коллектора маловязкой нефти (после повышения температуры до заданного предела) со стороны газовой шапки и водонапорного бассейна,

- обеспечивается возможность применения редких сеток добывающих скважин для выработки запасов нефти нефтяного слоя и газа газовой шапки,

- сокращается потребное количество стандартных нагнетательных скважин и, как следствие, уменьшаются затраты на технологию теплового воздействия на пласт и разработку месторождения в целом.

Claims

1. Внутрипластовый теплообменный аппарат в виде замкнутого пространства, в котором находится теплоноситель, отличающийся тем, что он представляет собой комплекс секций труб эксплуатационной колонны, снабженных продольными ребрами теплообмена и поясами прочности, а башмак последней трубы выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола.

2. Внутрипластовый теплообменный аппарат по п.1, отличающийся тем, что длину горизонтального участка скважины - теплообменного аппарата принимают предельно большой в границах площадных элементов теплового воздействия залежи нефти.

3. Внутрипластовый теплообменный аппарат по пп.1 и 2, отличающийся тем, что продольные ребра теплообмена располагают по всей длине трубы, причем прочность ребер теплообмена обеспечивают их толщиной и усиливают поясами прочности по длине труб.

4. Внутрипластовый теплообменный аппарат по п.1, отличающийся тем, что башмак последней трубы теплообменного аппарата выполняют замкнутым и устанавливают с зумпфом пробуренного горизонтального ствола не менее 8-10 м.