Способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов



Способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов
Способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов

 


Владельцы патента RU 2514078:

Галадигма ЛЛС (US)

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода. Сущность изобретения: по способу подготавливают залежь к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Закачивают по меньшей мере один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи. Создают и/или используют по меньшей мере одну добывающую скважину. Начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи. Из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода. Добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь. 10 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

 

Предложенное изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к доразработке истощенных залежей природных углеводородов.

К залежам природных углеводородов принято относить газовые, газоконденсатные, нефтяные, нефтегазоконденсатные, газоконденсатнонефтяные, газогидратные.

Из дальнейшего рассмотрения авторы исключают газогидратные залежи, так как они пока не находятся в промышленной разработке. В определенной мере истощенным является только Мессояхское газогидратное месторождение. Однако запасы газа в газогидратном состоянии здесь составляют малую величину, а само месторождение находится за Полярным кругом.

Залежи, в названии типов которых присутствует слово нефть, будем рассматривать в качестве нефтяных, так как в этих залежах основная проблема заключается в максимальном извлечении нефти.

Современные способы разработки рассматриваемых залежей природных углеводородов не отличаются высокой эффективностью. Так, потери газа в пласте при разработке залежей газа составляют 10-20% и более. Потери конденсата при разработке газоконденсатных залежей при режиме истощения доходят до 70% (месторождение Вуктыл). Потери нефти в отечественных месторождениях, в среднем, находятся на уровне 70% [Боксерман А.А.: Нефтеотдача и воспроизводство. // Аналитический журнал Нефтесервис №3 (11), с.24-26, 2010].

Ситуация с залежами нефти в развитых странах более благоприятная, так как многие нефтяные компании в стратегическом плане стремятся к извлечению нефти, в среднем, около 70% [Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра. 1985. 308 с.]. Хотя объективные данные по всем нефтяным месторождениям мира отсутствуют.

Тем не менее, сказанное позволяет утверждать, что одной из актуальных проблем и задач нефтегазодобывающей отрасли как России, так и всего мира, является задача повышения эффективности разработки залежей природных углеводородов, которая в конечном счете сводится к проблеме доразработки истощенных залежей.

Другие не менее важная проблема и задача связаны с охраной окружающей среды, а именно с сокращением выбросов в атмосферу диоксида углерода.

Именно решение этих двух проблем и представляет задачу данного изобретения.

Известен способ использования истощенной газовой залежи для целей подземного хранения газа. Примеров реализации данного способа в мире достаточно много. Если говорить о России, то наиболее характерным является превращение истощенной хадумской залежи Северо-Ставропольского месторождения в подземное газохранилище [Варягов С.А. Комплексы научно-технических проблем при создании и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ. / Материалы Международной конференции "Подземное хранение газа: надежность и эффективность" (Москва, 11-13 октября 2006 г.): в 2 т. T.1, с.93-109. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007, - 190 с.].

Этот способ находит применение и на истощенных газоконденсатных залежах. Таким примером в России является Кущевское месторождение в Краснодарском крае, Совхозное месторождение в Оренбургской области, Канчуринско-Мусинский комплекс ПХГ в республике Башкортостан.

В последнее время проводятся исследования по закачке природного газа в истощенные залежи нефти. Целью этих работ является создание подземного газохранилища с одновременным повышением коэффициента извлечения нефти истощенных залежей нефти. Примерами таких месторождений в России являются Елшано-Курдюмское, Песчано-Уметское и др. [Хан С.А. Программа работ на 2005-2010 гг. по подземному хранению газа в Российской Федерации. / Материалы Международной конференции "Подземное хранение газа: надежность и эффективность" (Москва, 11-13 октября 2006 г.): в 2 т. T.1, с.57-65 - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007, - 190 с.]. Сущность рассматриваемого известного способа использования истощенных залежей природных углеводородов состоит в следующем.

Недропользователь использует имеющийся фонд скважин на рассматриваемой истощенной залежи. При использовании их в проекте подземного газохранилища они становятся добывающими скважинами в циклах отбора газа и нагнетательными скважинами в циклах закачки газа в пласт.

Обычно для целей подземного газохранения приходится добуривать дополнительно немалое количество скважин. Тогда они выполняют аналогичные функции в циклах отбора и закачки газа в пласт.

В случае перевода истощенной газоконденсатной залежи в подземное газохранилище имеет место дополнительный положительный результат. Он заключается в том, что в добываемой продукции появляется конденсат. Это тот конденсат, который выпал в пласте и стал частично испаряться в закачиваемый в хранилище сухой газ.

В случае перевода истощенной нефтяной залежи в подземное газохранилище закачиваемый газ в той или иной мере, в зависимости от термобарических условий, растворяет в себе остаточную нефть. То есть создание подземного газохранилища сопровождается увеличением конечного коэффициента извлечения нефти.

Для функционирования подземного газохранилища приходится реконструировать промысловую инфраструктуру. В частности, сооружать дополнительную компрессорную станцию - на большую производительность и на большие давления (по сравнению с существовавшей на промысле).

В случае подземного газохранилища возрастают требования по контролю процессов закачки и отбора газа в пласте, а также за возможными утечками газа из хранилища.

Недостатками известного способа-аналога являются следующие.

Способ рассчитан только на покрытие сезонных или суточных пиковых потребностей газа и не решает проблему охраны окружающей среды, что позволяет сделать предложенное изобретение.

Рассматриваемый способ-аналог усиливает нагрузку на земную атмосферу. Так как используемые для закачки газа в пласт (да и подачи его потребителям) компрессоры выбрасывают в атмосферу значительные объемы диоксида углерода.

Большинство истощенных залежей природных углеводородов находятся вдали от населенных пунктов, нуждающихся в подземном газохранилище. Поэтому рассмотренный способ в таких случаях не может быть реализован.

Для истощаемых Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского месторождений в Западной Сибири уже на сегодня в качестве актуальной является проблема доизвлечения больших объемов низконапорного газа, остающегося в пластах на момент нерентабельности подачи этого газа в магистральные газопроводы.

Поэтому для подобных случаев рассматривают в качестве способа доизвлечения низконапорного газа использование его на местные нужды. Под этим понимают выработку на основе низконапорного газа электроэнергии, метанола и других продуктов [Лапидус А.Л., Голубева И.А., Крылов И.Ф., Жагфаров Ф.Г. "Комплексная переработка природного газа в химические продукты и моторные топлива". // Специальный выпуск журнала "Газовая промышленность", 633/2009, с.112-115].

Недостатком такого способа является то, что он не позволяет добывать низконапорный газ в больших объемах вследствие отсутствия адекватных потребителей получаемой продукции. Кроме того, даже местные потребители накладывают ограничения на величину давления, с которым газ поступает к ним. Данный способ нацелен на охрану окружающей среды, тем более на утилизацию и захоронение диоксида углерода.

Отмеченный ранее способ закачки газа в истощенную залежь нефти с целью увеличения коэффициента извлечения нефти может рассматриваться в качестве прототипа. Однако указанный недостаток аналога остается в силе и по отношению к прототипу.

Применительно к истощенным залежам газа в качестве прототипа рассматривается способ закачки в такие залежи диоксида углерода [Galis H., Cawley S., Bishop S., Todman S., Gas F. C02 injection into depleted gas reservoirs // J. Petrol. Techn. 2010. №7, p.76-79].

Особенности реализации способа аналогичны тем, которые имеют место при подземном хранении газа. Отличия состоят в следующем:

- в пласт закачивают не газ, а диоксид углерода, то есть требуется источник этого газа,

- имеет место только цикл закачки диоксида углерода, а добыча его не планируется.

Недостатками способа-прототипа являются следующие.

Способ-прототип рассчитан только на утилизацию диоксида углерода. То есть этот способ не предполагает процесс доразработки залежи газа.

Способ-прототип является затратным как с точки зрения капитальных, так и эксплуатационных затрат. Этот способ найдет широкое распространение лишь тогда, когда штрафные санкции превысят затраты на подземное захоронение диоксида углерода. Однако это не очень эффективный способ борьбы за окружающую среду.

Такого же рода замечания сохраняются и для случаев, когда возникнут попытки захоранивать диоксид углерода в истощенные газоконденсатные и нефтяные залежи. При этом залежи нефти, видимо, будут менее привлекательны, так как их промысловая инфраструктура изначально всегда рассчитывается на низкие давления, а компрессорное хозяйство вообще редко когда используется.

К идее предложенного изобретения авторов привели результаты исследований по генезису нефти и газа. Изначально была обоснована модель глобального круговорота воды в природе, когда на нисходящей своей ветви вода уносит в недра Земли диоксид углерода из земной атмосферы, что объясняет происхождение природных углеводородов [Баренбаум А.А. Механизм формирования скоплений нефти и газа // ДАН. 2004. Т 399. №6. С.802-805].

В течение последних лет был выполнен соответствующий цикл лабораторных экспериментов. Эти результаты и лежат в основе данного изобретения.

Пояснение чертежей

Фиг.1 - Схема экспериментальной установки.

Обозначения: 1 - реакционная колонка с нагревательным элементом, 2 - смеситель, 3 - сепаратор-накопитель, 4 - газовый хроматограф, 5 - баллон с углекислым газом, 6 - редуктор, 7 - регулируемый вентиль, 8 - манометр, 9 - рециркуляционный насос, 10 - расходомер, 11 - pH метр.

Фиг.2 - Хроматограммы газов, синтезированных в ходе реакции при низком (а) и высоком (б) выходе водорода.

Обозначения: a - водород; b - метан; c - изопентан. При высоком выходе пик водорода перекрывает пик метана.

Экспериментальное обоснование изобретения

В основу изобретения положены результаты лабораторных экспериментов, связанных с вопросами генезиса природных углеводородов в недрах Земли.

Эксперименты заключались в пропускании водного раствора диоксида углерода, имитировавшего метеогенную воду, через пористую насыпную среду, моделировавшую породы земной коры типичного терригенного и карбонатного состава. В модельные среды добавлялась примесь содержащего железо вещества (железная стружка, порошковые окись и двуокись железа и др.), игравшего роль катализатора. Эксперименты проводились при комнатной температуре и атмосферном давлении на выходе установки.

Разработанная лабораторная установка схематично показана на фиг.1.

Установка состояла из реакционной (или реакторной) колонки (1), заполненной насыпным модельным веществом. На вход реакционной колонки из смесителя (2) подавалась вода с заданной концентрацией растворенного в ней диоксида углерода. На выходе из реакционной колонки жидкость поступала в сепаратор-накопитель (3), где происходило отделение от нее газообразных продуктов реакции, которые затем анализировались газовым хроматографом (4). Смесителем являлся бак емкостью 20 л, выдерживавший давление 15 атм. Для приготовления раствора использовался баллон с углекислым газом (5). Концентрация диоксида углерода в растворе регулировалась давлением и временем насыщения углекислым газом залитой в смеситель воды.

Использовалась вода как дистиллированная, так и вода из артезианской скважины. Избыточные давления диоксида углерода, подававшиеся в смеситель, варьировались в диапазоне от 1 до 12 атм, что позволяло регулировать скорость течения раствора через реакционную колонку, которая представляла собой отрезок пластиковой трубки длиной 1 м и внутренним диаметром 19 мм. С внешней стороны трубки для нагревания размещалась электрическая спираль. Газоанализатором служил полевой газовый хроматограф «Хромопласт-001», предназначенный для измерения содержания водорода, метана, этана, пропана, изобутана, бутана, изопентана и пентана в газовой смеси. Анализатор позволял определять водород и указанные газы с чувствительностью ~0.01%.

Эксперименты показали, что в результате пропускания водного раствора диоксида углерода через модельную среду происходит разложение воды с образованием водорода и кислорода. При этом нами одновременно зафиксированы выход метана (CM4), этана (C2H6), бутана и изобутана (C4H10). В качестве примера на фиг.2а и 2б приведены две полученные хроматограммы.

На выход водорода и углеводородных газов в качестве продуктов реакции заметно влияли концентрация диоксида углерода в водном растворе, скорость прокачки раствора, давление в реакционной колонке, а также тип и количество катализаторов.

Эксперименты показали работоспособность предлагаемой лабораторной установки. Она, в частности, доказала, что в осадочных породах земной коры идет процесс разложения воды в присутствии диоксида углерода и пород со свойствами катализаторов, сопровождающийся синтезом углеводородов газонефтяного ряда и выходом водорода и кислорода.

По мнению авторов, предположительно, результаты экспериментов могут описываться следующим уравнением

nCO2+4(n+1)H2O=CnH2n+2+(3n+1)H2+(3n+1)O2

При этом, несмотря на низкие термобарические условия - давление на входе реакционной колонки до 10-15 ат и комнатная температура, а также небольшую длину реакционной колонки - выход водорода доходил до 10%, а метана, изобутана - доли процента.

Таким образом, результаты лабораторных экспериментов подтверждают обоснованность модели генезиса нефти и газа, изложенную в [Баренбаум А.А. Механизм формирования скоплений нефти и газа // ДАН. 2004. Т 399. №6. С.802-805]. Вместе с тем, эксперименты показали, что в результате разложения воды в недрах Земли образуются водород и кислород. Вследствие наличия катализатора, в водном растворе диоксида углерода от него отделяется углерод. Он вместе с водородом воды затем участвует в реакции синтеза углеводородов.

По причине единого механизма генезиса углеводородов и образования водорода и кислорода появляется возможность для обоснования однотипного способа доразработки залежей нефти и газа с целевой направленностью на охрану окружающей среды от техногенного диоксида углерода.

Сущность изобретения

Задачей данного изобретения является создание способа доразработки истощенных залежей нефти и газа, позволяющего доизвлекать из пластов остаточные запасы газа, нефти и конденсата, а также дополнительно водород, кислород и синтезируемые в пласте углеводороды за счет утилизации техногенного диоксида углерода.

Согласно предложенному способу доразработки истощенной залежи природных углеводородов залежь природных углеводородов подготавливают к доразработке.

Для рассматриваемой залежи природных углеводородов строят трехмерную (3D) геологическую и затем 3D газогидродинамическую модель продуктивного пласта. Выполняют адаптацию 3D гидродинамической модели пласта к фактическим данным эксплуатации скважин и данным контроля за процессом разработки залежи.

С помощью садаптированной 3D гидродинамической модели залежи, с учетом протекающих в пласте химических реакций, проводят серию прогнозных расчетов для выявления оптимального по технико-экономическим показателям варианта доразработки рассматриваемой залежи, включающего закачку рабочего агента.

Наилучший (наиболее оптимальный) вариант доразработки выбирают из заданного критерия оптимальности - например, чистого дисконтированного дохода (ЧДД или NPV).

Целесообразно создание компьютерной модели всего процесса доразработки на основе имеющихся сведений с выбором оптимальных показателей.

В наилучшем варианте доразработки определяют оптимальную расстановку скважин, режимы их эксплуатации и динамику целевого среднего пластового давления.

Осуществляют необходимые работы по реконструкции промысла и ремонту скважин для эксплуатации на повышенных давлениях, связанных с закачкой рабочего агента.

В качестве рабочего агента может выступать раствор диоксида углерода в воде.

В альтернативном варианте закачку диоксида углерода осуществляют в виде газовой фазы в наиболее обводненные части залежи. Другая возможность - поочередная закачка в пласт оторочек воды и газообразного диоксида углерода. При необходимости варианты закачек можно комбинировать.

При этом создают и/или используют, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину для закачки в залежь, по меньшей мере, одного рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. И закачивают, по меньшей мере, один рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи, обеспечивающего прохождение реакции и доизвлечение углеводородов.

Далее создают и/или используют, по меньшей мере, одну добывающую скважину. Начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи. Из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода. Добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют, по крайней мере, в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь.

Предложенный способ может представлять собой непрерывный процесс. В качестве рабочего агента используют воду и/или диоксид углерода. Возможен вариант реализации рассматриваемого способа, когда при закачке рабочего агента используют катализатор. В случае отсутствия катализаторов в вещественном составе пород залежи выбранный катализатор добавляют в раствор диоксида углерода с водой или воду для закачки в пласт. Катализаторами служат известные вещества, применяемые в качестве катализаторов при получении углеводородов по реакции Фишера-Тропша и водорода методом конверсии метана.

Реализация описанного способа имеет некоторые особенности при применении к трем основным типам истощенных залежей природных углеводородов - газовым, газоконденсатным и нефтяным.

Способ доразработки истощенной газовой залежи включает использование имеющейся промысловой инфраструктуры, в том числе газовые скважины; закачку диоксида углерода в пласт, при этом закачку диоксида углерода осуществляют не только для его утилизации и последующего захоронения, но и воспроизводства в пласте водорода, кислорода и природных газообразных углеводородов, а также доизвлечения оставшегося в пласте низконапорного газа; часть из имеющихся скважин используют в качестве добывающих, а другую часть - в качестве нагнетательных; с помощью нагнетательных скважин осуществляют закачку диоксида углерода в виде раствора его в воде; из добывающих скважин добывают низконапорный газ и синтезированные в пласте водород и гомологи метана, а также воду; на поверхности добываемую продукцию подвергают сепарации; газообразную продукцию после обработки направляют потребителю, а извлеченную воду и непрореагировавший диоксид углерода через нагнетательные скважины вновь закачивают в пласт.

В случае необходимости к имеющемуся фонду скважин добуривают новые добывающие и нагнетательные скважины, в том числе по технологиям горизонтального бурения; закачку диоксида углерода во все или часть нагнетательных скважин осуществляют в виде газовой фазы; предлагаемый способ реализуют путем поочередной закачки в пласт оторочек воды и газообразного диоксида углерода;

контроль за процессом довыработки газовой залежи осуществляют на основе известных гидродинамических, геофизических методов, включая анализы на содержание изотопа 14C.

Заявляемый способ доразработки истощенной газоконденсатной залежи включает использование имеющейся промысловой инфраструктуры; наличие источника диоксида углерода; закачку диоксида углерода в пласт, при этом закачку диоксида углерода осуществляют не только для утилизации и последующего захоронения его, но и воспроизводства в пласте водорода, кислорода и природных газообразных углеводородов, а также для доизвлечения низконапорного газа и выпавшего в пласте конденсата; для этого часть из имеющихся скважин используют в качестве добывающих, а другую часть - в качестве нагнетательных; с помощью нагнетательных скважин осуществляют закачку диоксида углерода в виде раствора его в воде; из добывающих скважин извлекают низконапорный газ и растворенный в нем конденсат, а также выпавший в пласте конденсат, вытесненный закачиваемым раствором диоксида углерода в воде, синтезированные в пласте гомологи метана, выделяемые при разложении воды водород и кислород, а также воду; на поверхности добываемую продукцию подвергают сепарации; газообразную продукцию после обработки и извлечения из нее не прореагировавшего диоксида углерода направляют потребителю, а извлеченную воду с новыми порциями диоксида углерода, не прореагировавшего в пласте диоксида углерода и воды, вновь закачивают в пласт.

В случае необходимости к имеющемуся фонду скважин добуривают новые добывающие и нагнетательные скважины, в том числе по технологиям горизонтального бурения; закачку диоксида углерода во все или часть нагнетательных скважин осуществляют в виде газовой фазы; предлагаемый способ реализуют путем поочередной закачки в пласт оторочек воды и газообразного диоксида углерода; для повышения коэффициента охвата производят изменение направлений фильтрационных потоков, регулирование профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах; контроль за процессом довыработки газоконденсатной залежи осуществляют на основе известных гидродинамических, геофизических методов, включая анализы на содержание изотопа 14C.

Заявленный способ доразработки истощенной залежи нефти включает использование имеющейся промысловой инфраструктуры, в том числе добывающие и нагнетательные скважины, а также закачку диоксида углерода в пласт, при этом закачку диоксида углерода осуществляют не только для утилизации и последующего захоронения диоксида углерода в залежи нефти, но и воспроизводства в пласте природных углеводородов, водорода и кислорода, а также для доизвлечения оставшихся в пласте нефти и газа; все выбывшие ранее из эксплуатационного фонда скважины по причине обводнения, нерентабельности дебитов возвращают в фонд действующих; с помощью нагнетательных скважин осуществляют закачку диоксида углерода в виде раствора его в воде; из продукции добывающих скважин извлекают остаточные в пласте нефть и растворенный в ней газ, воду, непрореагировавшие объемы диоксида углерода, синтезированные в пласте гомологи метана и выделившиеся водород и кислород; на поверхности добываемую продукцию подвергают сепарации; нефть, газообразную продукцию после обработки и извлечения из нее непрореагировавшего диоксида углерода направляют потребителю, а извлеченную воду с новой порцией воды, диоксида углерода и непрореагировавшего в пласте диоксида углерода вновь закачивают в пласт.

В случае необходимости к имеющемуся фонду скважин добуривают новые добывающие и нагнетательные скважины, в том числе по технологиям горизонтального бурения; закачку диоксида углерода во все или часть нагнетательных скважин осуществляют в виде газовой фазы; предлагаемый способ реализуют путем поочередной закачки в пласт оторочек воды и газообразного диоксида углерода; для повышения коэффициента охвата производят изменение направлений фильтрационных потоков, регулирование профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах; контроль за процессом довыработки газовой залежи осуществляют на основе известных гидродинамических, геофизических методов, включая анализы на содержание изотопа 14C.

Пример осуществления изобретения

Предложенный способ доразработки истощенных залежей углеводородов, в зависимости от типа залежи, имеет некоторые несущественные отличия. Поэтому реализацию предлагаемого способа проиллюстрируем на наиболее общем случае - на истощенной залежи нефти.

При этом предполагаем, что наличествует промысловая инфраструктура, включая скважины, источник диоксида углерода и оборудование для закачки его в пласт.

Тогда характерные особенности реализации предлагаемого способа доразработки заключаются в следующем.

На созданной 3D модели залежи в 3D многокомпонентной постановке, с учетом протекания в пласте реакций по приведенному уравнению химической реакции, осуществляют прогнозные расчеты. Выявляют оптимальный вариант доразработки нефтяной залежи за счет закачки в пласт диоксида углерода.

При этом имеющиеся скважины подразделяют на фонды добывающих и нагнетательных скважин. В результате предопределяют их местоположение на площади нефтеносности.

Согласно проекту доразработки, в наименее обводненные части залежи начинают закачку в часть нагнетательных скважин раствора диоксида углерода в воде, в другую часть - диоксид углерода в газообразном виде в наиболее обводненные части залежи.

Закачиваемый рабочий агент, во-первых, поддерживает пластовое давление и вытесняет к забоям добывающих скважин оставшуюся в пласте нефть.

Диоксид углерода в водной или газообразной фазе начинает растворяться в нефти, а также в остаточной воде. В результате нефть и остаточная вода увеличиваются в объеме, что приводит к возрастанию подвижности нефти. Поэтому возникают условия для фильтрации части оставшейся в пласте нефти к забоям добывающих скважин по причине продвижения фронта воды с растворенным в ней диоксидом углерода.

Вследствие закачки рабочего агента и вытеснения к забоям добывающих скважин указанных газообразных и жидких флюидов продукцией добывающих скважин становятся нефть, закачиваемая и остаточная воды с растворенными в них диоксидом углерода, а также часть не прореагировавшего в пласте диоксида углерода.

Согласно результатам лабораторных экспериментов, в продукции добывающих скважин появляется водород и кислород, вследствие разложения воды в присутствии природных катализаторов, а также синтезируемые в пласте гомологи метана.

Сказанное говорит о том, что процесс захоронения диоксида углерода в пласте отличается от традиционного. А именно, закачиваемый диоксид углерода вначале выполняет полезную функцию утилизации агента за счет участия в доизвлечении оставшейся в пласте нефти и газа, а главное - в получении водорода и кислорода, и добыче синтезированных гомологов метана. Только после достижения нерентабельных уровней добычи указанных продуктов находящийся в залежи диоксид углерода приобретает статус захороненного газа.

Извлекаемую через добывающие скважины продукцию подвергают промысловой обработке. Из жидкой фазы извлекают нефть и воду. Нефть направляют потребителю, а воду вновь закачивают в пласт. Из газообразной фазы извлекают водород, кислород, гомологи метана и непрореагировавшие объемы диоксида углерода. Водород, кислород и гомологи метана направляют потребителю, а диоксид углерода возвращают в пласт вместе с водой. При этом в случае необходимости в закачиваемый в пласт раствор диоксида углерода кроме дополнительных объемов воды и диоксида углерода добавляют катализаторы.

В случае необходимости к имеющемуся фонду скважин добуривают новые добывающие и нагнетательные скважины, в том числе по технологиям горизонтального бурения.

При высокой степени обводненности нефтяной залежи закачку диоксида углерода осуществляют в виде газообразной фазы.

В зависимости от степени обводненности, зональной и слоистой неоднородности пласта по коллекторским свойствам, предлагаемый способ реализуют путем поочередной закачки в пласт оторочек воды и газообразного диоксида углерода.

В случае зональной и слоистой неоднородности пласта по коллекторским свойствам, для повышения коэффициента охвата производят изменение направления фильтрационных потоков, регулирование профилей притока и приемистости соответственно в добывающих и нагнетательных скважинах.

Контроль за процессом доразработки нефтяной залежи осуществляют на основе известных гидродинамических, геофизических методов, включая анализы на содержание изотопа 14C, позволяющего идентифицировать природные и синтезированные гомологи метана, а также осуществляют мониторинг процесса доразработки на основе методологии 3D компьютерного моделирования.

Предлагаемый способ доразработки нефтяной (газовой и газоконденсатной) залежи, дополняемый процессом захоронения диоксида углерода в пласте, базируется на традиционных технике и технологии добычи газожидкостных продуктов и закачки рабочих агентов в виде газообразных и жидких флюидов.

Научная сторона способа доказывается приводимыми результатами лабораторных экспериментов, выполненных авторами при исследовании механизмов генезиса нефти и газа.

Для доказательства реализуемости предлагаемого способа с практической точки зрения заслуживают внимания следующие фактические данные, изложенные в работе [Šmigaň P., Greksak M., Kozankova J. et all. Methanogenic bacteria as a key factor involved in changes of town gas stored in an underground reservoir // FEMS Microbiology Ecology. 1990. V.73. P.221-224.]. Авторы этой работы привели данные о химическом составе так называемого городского газа, закачанного и отобранного из подземного газохранилища Lobodice (Чехия), созданного в водоносном пласте. Если закачиваемый в хранилище газ состоял на 20% из CH4, 20% - CO2+CO и 55% - H2, то через полгода при отборе состав газа стал иным: CH4 - 40%, CO2+CO - 12% и H2 - 37%. По сравнению с закачанным в отобранном газе содержание метана за полгода возросло в два раза, а суммарное содержание углекислого и угарного газа почти во столько же раз уменьшилось.

Уменьшилось также содержание водорода, что прежде всего говорит о возможных утечках этого подвижного и очень легкого газа из ловушки в водоносном пласте газохранилища Lobodice. Изменение состава закачанного газа авторы цитируемого исследования пытаются объяснить жизнедеятельностью подземных метанобразующих бактерий. Однако приводимые данные более естественно объясняются результатами проведенных лабораторных исследований.

Что касается тезиса об утечке водорода, то она довольно широко распространена в природе. Об этом говорят многочисленные публикации, например, в материалах Всероссийской конференции с международным участием, посвященной проблеме дегазации Земли. Например, см. [Ларин Н.В., Ларин В.Н., Горбатиков А.В. Кольцевые структуры, обусловленные глубинными потоками водорода. / Материалы конференции "Дегазация Земли: Геотектоника, геодинамика, геофлюиды, нефть и газ, углеводороды и жизнь". 18-22 октября, 2010, Москва, с.284-288]. Авторы приводят многочисленные примеры выхода водорода на дневную поверхность. Замеренные концентрации водорода в местах его выхода доходят до 2% на глубинах до 120 см. Как следствие, авторы считают возможным ориентироваться на водородную энергетику за счет бурения глубоких скважин для добычи водорода.

То есть приводимая ссылка подтверждает факт генезиса водорода в недрах Земли без искусственного воздействия на соответствующий процесс с целью его интенсификации.

Таким образом, предлагаемый способ довыработки нефтяной залежи позволяет полностью или частично окупить затраты на захоронение диоксида углерода за счет дополнительной добычи низконапорного газа, остаточных в недрах нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте гомологов метана.

Известный способ-прототип использования истощенной газовой или газоконденсатной залежи для целей захоронения диоксида углерода является затратным. В соответствующем способе не планируется извлечение даже остающихся в пласте газа и конденсата. Использование истощенной залежи нефти для целей захоронения диоксида углерода пока никто не рассматривает. И на это есть сдерживающие соображения, отмеченные выше.

Предложенный способ доразработки обеспечивает следующие преимущества:

- пригоден для всех типов истощенных залежей природных углеводородов,

- выгодно отличается от прототипа, так как позволяет:

во-первых, не только захоранивать, но и утилизировать с пользой диоксид углерода для производства в пласте водорода, кислорода и гомологов метана,

во-вторых, позволяет доизвлекать оставшиеся в пласте нефть, газ, конденсат,

в-третьих, рассчитан не только на затраты, но и на получение доходов от реализации указанных продуктов.

1. Способ доразработки истощенной залежи природных углеводородов, согласно которому:
- подготавливают залежь к доразработке;
- создают и/или используют, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину для закачки в залежь, по меньшей мере, одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов;
- закачивают, по меньшей мере, один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи;
- создают и/или используют, по меньшей мере, одну добывающую скважину;
- начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи;
- из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода;
- добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют, по крайней мере, в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь.

2. Способ по п.1, в котором подготовка истощенной залежи к доразработке содержит сбор необходимых сведений о состоянии залежи, создание 3D геологической и гидродинамической моделей, адаптацию 3D гидродинамической модели к истории разработки, проведение оптимизирующих с экономической точки зрения прогнозных расчетов с выбором оптимального варианта доразработки и определение оптимальных параметров работы скважин и их расстановки; осуществление необходимых работ по реконструкции промысла и ремонту скважин на повышенные давления; заданное пластовое давление определяют исходя из оптимальных технико-экономических показателей проведения процесса с использованием созданных моделей.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что перечисленные процедуры осуществляют в непрерывном режиме.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что диоксид углерода закачивают в пласт в виде газа, жидкости или растворенным в воде.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае недостаточности в минеральном скелете пород природных катализаторов в рабочий агент добавляют катализатор.

6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что в качестве катализатов используют вещества, применяемые при синтезе углеводородов по реакции Фишера-Тропша и получении водорода методом конверсии метана.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае необходимости к имеющемуся фонду скважин добуривают новые добывающие и нагнетательные скважины, в том числе по технологии горизонтального бурения.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку диоксида углерода во все или часть нагнетательных скважин осуществляют в виде газовой фазы.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляется путем поочередной закачки в пласт оторочек воды и газообразного диоксида углерода.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что производят изменение направлений фильтрационных потоков, регулирование профилей притока и приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что контроль за процессом доразработки залежи осуществляют на основе гидродинамических, геофизических методов, включая анализы на содержание изотопа 14С, а также осуществляют мониторинг процесса доразработки на основе методологии 3D компьютерного моделирования.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти. Сущность изобретений: система для добычи нефти из подземного пласта включает: источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи сырья углеводородной залежи на различных стадиях ее эксплуатации путем непосредственного воздействия на залежь упругими механическими колебаниями заданной интенсивности и частоты. Обеспечивает повышение эффективности механического воздействия на продуктивный пласт залежи, увеличение срока службы привода и уменьшение энергетических затрат. Сущность изобретения: привод вибровозбудителя содержит корпус с подводящим и отводящим каналами, ротор привода реактивного типа, изготовленный из металлокерамики, насаженный на вал-коллектор, который опирается на подшипники, запрессованные в корпус привода, и имеет сменный вкладыш из металлокерамики, выполненный с калиброванным отверстием по его оси и технологической заглушкой с гнездом для этого вкладыша. При этом устройство выполнено с возможностью вращения вала-коллектора от потока газа продуктивного пласта с частотой вращения, заданной проходным сечением калиброванного отверстия сменного вкладыша, выполненного с учетом дебита газовой скважины. 3 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода. Сущность изобретений: система для добычи нефти содержит: пласт, содержащий смесь нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода; сепарирующее вещество, состоящее из агента гидролиза, эффективного для гидролиза сероуглерода и/или сероокиси углерода, агента окисления, эффективного для окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода, или поглотительного газа, содержащего азот; и устройство для ввода в пласт указанного сепарирующего вещества, предназначенного для отделения нефти от сероуглерода и/или сероокиси углерода путем гидролиза или окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или путем десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх