Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат интенсификация добычи глубокозалегающих природных битумов, тяжелых нефтей и нефти низкопроницаемых пород, а также для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена. Способ воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, включает формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся преимущественно в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и последующее самопроизвольное инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты. Причем рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения формируемой СК-воды катализатором экзотермической реакции окисления. После этого обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по продуктопроводу с теплоизоляцией в скважину и/или на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК-воде, при этом в скважину и/или на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода (CO2), находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент самопроизвольно инжектируется в пласт. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи глубокозалегающих природных битумов, тяжелых нефтей и нефти низкопроницаемых пород за счет их внутрипластовой молекулярной модификации, увеличения внутренней энергии и проницаемости продуктивных пластов, а также может быть использовано для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена.

В последние годы систематические исследования поведения воды одновременно при высоких температурах и давлениях (сверхкритической воды - СК-воды) начали привлекать к себе внимание в связи с актуализацией возможности значимых практических применений СК-воды. Прежде всего, интерес к СК-воде вызван возможностью эффективного осуществления высокотемпературных экзотермических реакций окисления органических соединений, например, углеводородов в СК-воде. Речь идет о, так называемом процессе сверхкритического водного окисления (СКВО). И, действительно, при переходе воды в сверхкритическое состояние (температура Т >374°С, давление Р >22,1 МПа) происходит разрушение водородных связей, на порядки уменьшается ионное произведение воды, диэлектрическая проницаемость уменьшается с 80 до 10÷2. Это приводит к тому, что растворимость многих органических веществ и газов в СК-воде становится неограниченной, а растворимость неорганических солей и кислот, наоборот, пренебрежимо малой. В значительном интервале сверхкритических температурных значений можно изменять и плотность СК-воды, по сути, от плотности газа до плотности жидкой воды. Сегодня уже существуют действующие промышленные установки генерации СК-воды, в реакторах которых уничтожаются боевые отравляющие вещества, яды, промышленные и бытовые органические отходы. Также выявленные свойства СК-воды уже используются и в энергетическом секторе экономики, в частности, в нефтегазовой промышленности, например, для генерации электрической энергии в процессе утилизации нефтяных шламов в СК-воде.

Известно использование свойств СК-воды в способе газификации угля для получения водорода и синтез-газа, который заключается во вскрытии угольного пласта буровыми скважинами и формировании подземного газогенератора, розжиге подземного газа генератора, выгазовывании угольного пласта, контроле за основными технологическими и гидрологическими параметрами, их регулировании, отводе из подземного газогенератора исходящих газов, при этом в зону горения подземного газогенератора подают приготовленную суспензию порошкообразного алюминия в водной среде при соотношении Al:H2O=1:4-5 вес. ч. с водой в соотношении 1:50-100 вес. ч. под давлением Р, которое обеспечивает условия сверхкритического состояния воды в зоне горения с учетом глубины Н подземного газогенератора (патент РФ №2354820, МПК Е21В 43/295, публикация 2009 г.).

Известный способ не может быть использован для интенсификации добычи нефти и/или внутрипластовой генерации синтетической нефти из твердых органических веществ по следующим причинам.

Углеводородосодержащие продуктивные пласты, находящиеся на глубине более 2000 метров, внутрипластовое давление которых может превышать 22,1 МПа, что является одним из необходимых условий существования СК-воды, как правило, характеризуются очень низкой проницаемостью. Так, например, основная часть углеводородов Баженовской свиты сосредоточена в коллекторе со средним радиусом пор 8-25 нм (Хавкин А.Я. Нанотехнологии в добыче нефти газа / под ред.член-корр. РАН Г.К. Сафаралиева // М., Нефть и газ, 2008, 171 с. ). Именно поэтому, в силу своих больших размеров, используемые в известном способе частицы алюминия (более 40 мкм), не смогут проникнуть в поровое пространство и/или пространство флюидопроводящих каналов продуктивных пластов. Если же такое произойдет, то рано или поздно, они (частицы алюминия и/или оксида алюминия) закольматируют/закупорят околоскважинные флюидопроводящие каналы продуктивного пласта, что станет причиной прекращения поступления углеводородов из продуктивного пласта в скважину. Использование же наночастиц алюминия (менее 25 нм) экономически нецелесообразно в силу очень высокой стоимости алюминиевого нанопорошка.

Кроме того, исходя из того, что теплотворная способность алюминия составляет 3900 ккал/кг, то для генерации в скважине и/или на забое скважины тепловой энергии равной, например, 5 МВт/час, минимально необходимых для осуществления эффективного теплового воздействия на углеводородосодержащие продуктивные пласты, потребуется каждый час окислять в СК-воде в скважине и/или на забое скважины 1103 кг алюминиевого порошка, что технически практически неосуществимо, а с экономической точки зрения и нецелесообразно.

Известны способ и устройство для бурения глубоких геотермальных скважин с использованием СК-воды в твердых кристаллических горных породах, например, в граните. Способ заключается в использовании экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде на забое скважины (более 2500 метров) для бурения скважины методом гидротермического шелушения твердых кристаллических горных пород (патент США №2011303460, МПК Е21В 7/14, публикация 2011 г.).

Конструкция известного устройства представлена на фиг. 1, которая является цитируемой иллюстрацией (Fig. 3А), приведенной в патентном документе США №2011303460, объясняющей конструкцию и принцип действия известного устройства.

Известное устройство включает продуктопровод (104) для подачи на забой скважины реагирующего вещества №1, продуктопровод (105) для подачи на забой скважины реагирующего вещества №2, электрический кабель (107), узел предварительного нагрева (109) реагирующих веществ №1 и №2 до температуры инициации экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде, узел смешения предварительно нагретых реагирующих веществ №1 и №2 для осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде.

Принцип действия известного устройства заключается в следующем:

- реагирующие вещества №1 и №2 подаются в известное устройство по продуктопроводам (104) и (105);

- проходя через узел предварительного нагрева (109), реагирующие вещества №1 и №2 нагреваются до температуры инициации экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде;

- далее, предварительно нагретые реагирующие вещества №1 и №2 поступают в узел смешения (112);

- из узла смешения высокотемпературная смесь, состоящая из реагирующих веществ №1 и №2, далее поступает в зону (102) осуществления высокотемпературной экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде, где происходит экзотермическая реакция гидропламенного окисления (горение с образованием пламени) органического соединения (в данном случае метанола) в СК-воде.

Таким образом, на забое скважины генерируется высокая температура, которая является обязательным условием реализации процесса бурения твердых кристаллических горных пород методом гидротермического шелушения.

Известное изобретение, предназначенное для бурения глубоких геотермальных скважин в твердых кристаллических горных породах, не обладает необходимой мощностью для генерации в скважине и/или на забое скважины тепловой энергии в количестве, достаточном для эффективного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, в связи с чем оно не может быть использовано для воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, при этом предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель до прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 т на 1 м мощности продуктивного интервала, закачивают воздух массой 0,01-0,2 от общей массы закачанной воды и закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из заданного соотношения (патент РФ №2403383, МПКЕ 21 В 43/24, публикация 2010 г. - ближайший аналог).

Известный способ имеет следующие недостатки:

1. Сжигание части ценных углеводородов (УВ). Для разогрева продуктивного пласта осуществляется окисление/сжигание некоторой части, содержащейся в нем внутрипластовой нефти, имеющей высокую стоимость, и, для извлечения которой, собственно, и организуется процесс добычи. Так, для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до температуры 400°С требуется энергия равная, примерно, 850 тыс. кДж. Известно, что теплота сгорания средней по вязкости нефти равна, примерно, 45 тыс. кДж/кг.

Следовательно, для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до температуры 400°С необходимо окислить/сжечь 18,9 кг внутрипластовой нефти. Так же известно и то, что в результате теплового воздействия на продуктивные пласты Баженовской свиты возможно извлечь из 1 м3 от 50 до 80 кг, как нефти низкопроницаемых пород, так и синтетической нефти, сгенерированной из керогена. Таким образом, в результате использования известного способа объем суммарно извлекаемой нефти уменьшается на 24-38%, соответственно от 32 до 62 кг/м3.

2. Коксообразование. Температура пласта в зоне внутрипластовых окислительных реакций может достигать 650°С. При такой температуре в продуктивном пласте протекает процесс активного коксообразования. Кокс кольматирует флюидопроводящие каналы, что ведет к снижению эффективности известного способа.

3. Низкая прогнозируемость и управляемость. В пластовых условиях трудно спрогнозировать, какой именно в данный момент времени является температура в зоне осуществления окислительных реакций. Это затрудняет процесс принятия решения о том, когда следует приступать к закачке теплой воды или водовоздушной смеси для формирования в пласте СК-воды. С учетом же высокой неоднородности продуктивных пластов Баженовской свиты и неопределенных зональных концентраций в них нефти и керогена точный расчет температуры в пласте и определение момента начала закачки в продуктивный пласт воды или водовоздушной смеси, практически, невозможен. Результатом низкой прогнозируемости и низкой управляемости известного способа является то, что в отдельные моменты времени продуктивный пласт может либо перегреваться, либо не донагреваться, что, в целом, ведет к снижению эффективности известного способа.

4. Вытеснение и добыча нефти через зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью. В известном способе используются две скважины - нагнетательная и добывающая. Из современного уровня техники известно, что в результате теплового воздействия проницаемость продуктивного пласта возрастает. Но данный эффект не используется в известном способе, так как нефть вытесняется от нагнетательной скважины в строну добывающей скважины через пластовую зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью. Такой способ организации добычи нефти - тепловое заводнение - малоэффективен в низкопроницаемых продуктивных пластах Баженовской свиты.

5. Использование двух и более скважин. В известном способе используется несколько скважин - одна нагнетательная и, как минимум, одна добывающая. Это ведет к увеличению капитальных инвестиций и, соответственно, к увеличению себестоимости добычи нефти.

6. Использование углеводородных растворителей. Использование углеводородных растворителей, особенно таких, как дизельное топливо, дистиллят нефти или широкая фракция легких УВ повышает себестоимость добычи нефти и ведет к уменьшению экономической эффективности известного способа, так как некоторая часть закаченных в продуктивный пласт углеводородных растворителей (до 50%) становится неизвлекаемой и остается в продуктивном пласте.

Целью предлагаемого изобретения является разработка способа комбинированного воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, включающего способ формирования рабочего агента воздействия на продуктивные пласты путем использования высокотемпературной экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде, а также создание устройства для осуществления такого комбинированного способа.

Технический результат, получаемый при осуществлении изобретения, заключается в генерации в скважине и/или на забое скважины дополнительной тепловой энергии, необходимой для окончательного формирования рабочего агента, далее применяемого, как для интенсификации добычи углеводородов, внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества, например, керогена, так и для увеличения проницаемости продуктивных пластов на макро-, мезо- и микроуровне, в том числе, за счет осуществления термогидрогазокаталитического разрыва продуктивных пластов.

Сущность предложенного технического решения заключается в следующем.

Способ воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, включает формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся преимущественно в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и последующее самопроизвольное инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты, при этом рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения формируемой СК-воды катализатором экзотермической реакции окисления, после чего обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по продуктопроводу с теплоизоляцией в скважину и/или на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК-воде. В скважину и/или на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода (СО2), находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент самопроизвольно инжектируется в пласт.

Катализатор может быть выполнен либо в форме ультраразмерных частиц (больше 100 нанометров (нм)) металлов и/или их оксидов, либо в форме наноразмерных частиц (меньше 100 нм) металлов и/или их оксидов, либо в молекулярной форме, либо в ионной форме, либо в атомно-ионной форме.

Катализатор может быть выполнен в виде композиции, включающей катализаторы в форме ультраразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в форме наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в молекулярной форме, и/или в ионной форме, и/или в атомно-ионной форме, или в любом их сочетании.

В качестве органических соединений используют углеводороды, например, метанол (СН3ОН).

В качестве окислителя органических соединений используют воздух или кислород O2, или пероксид водорода H2O2.

Сущность предложенного технического решения заключается также в создании устройства для формирования рабочего агента для воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества. Устройство содержит наземный генератор формирования рабочего агента в виде воды, находящейся преимущественно в сверхкритическом состоянии (СК-вода), высокотемпературный пакер, продуктопровод с теплоизоляцией для доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного на дневной поверхности скважины наземным генератором СК-воды рабочего агента, и продуктопроводы для доставки в скважину и/или на забой скважины реагирующих веществ в виде органических соединений и окислителя органических соединений, при этом наземный генератор СК-воды оснащен узлом обогащения сформированного на дневной поверхности скважины рабочего агента катализатором экзотермической реакции окисления.

Для формирования рабочего агента в наземном генераторе СК-воды используются теплогенерирующие устройства, работающие на различных видах топлива, включая ядерное топливо, например, ториевые реакторы.

В качестве теплоизоляции для продуктопровода доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного на дневной поверхности скважины наземным генератором СК-воды рабочего агента используется сверхтонкая жидкая теплоизоляция на основе алюмосиликатных и/или керамических сверхтонких микросфер, способная работать продолжительное время в присутствии высоких температур (до 600°С).

Продуктопровод с теплоизоляцией представляет собой сборку из насосно-компрессорных труб, изготовленных из термостойких и коррозионно-стойких сталей, оснащенных теплоизоляцией и соединенных муфтами.

Продуктопроводы для подачи в скважину и/или на забой скважины реагирующих веществ в виде органических соединений и окислителя органических соединений собраны из отдельных трубных сегментов, изготовленных из коррозионно-стойкой нержавеющей стали, соединенных муфтами или выполнены из длинномерной безмуфтовой трубы.

Для формирования низкотемпературной подпакерной зоны используют трубку Ранка-Хилша, которая подсоединена к продуктопроводу с теплоизоляцией и подает в подпакерную зону охлажденный предварительно сформированный на дневной поверхности скважины рабочий агент.

Заявленное изобретение обеспечивает:

- температуру окончательно сформированного рабочего агента в скважине и/или на забое скважины от 374 до 600°С.

- давление окончательно сформированного рабочего агента для осуществления термогидрогазокаталитического воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, от 22,1 до 50 МПа;

- давление окончательно сформированного рабочего агента для осуществления физического термогидрогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт (разрыв пласта) от 50 до 150 МПа;

- окончательно сформированный в скважине и/или на забое скважины высокотемпературный рабочий агент высокого давления содержит в своем составе катализатор и диоксид углерода;

- температурный диапазон используемой теплоизоляции для продуктопровода с теплоизоляцией составляет от 500 до 600°С;

- коэффициент теплопроводности используемой теплоизоляции для продуктопровода с теплоизоляцией может варьироваться от 0,0012 Вт/(м∙К) до 0,05 Вт/(м∙К);

- суммарную тепловая мощность, генерируемую заявленным устройством, как на дневной поверхности скважины, так и в скважине и/или на забое скважины - из расчета на одну скважину от 1 до 100 МВт;

- температуру в подпакерной зоне - менее 350°С. На прилагаемых рисунках представлены:

на фиг. 1 - представлено известное устройство по патентному документу США №2011303460;

на фиг. 2 - представлено заявленное устройство; Устройство, схематично представленное на фиг. 2, включает:

- наземный генератор 1 СК-воды, оснащенный узлом обогащения (не показан) катализатором предварительно сформированного рабочего агента 2 в форме СК-воды;

- устройство подачи 3 в скважину и/или на забой скважины органических соединений (реагирующее вещество 4), в предпочтительном варианте - углеводородов, например, метанола;

- устройство подачи 5 в скважину и/или на забой скважины окислителя (реагирующее вещество 6), в предпочтительном варианте -воздуха, кислорода или пероксид водорода;

- продуктопровод 7 с теплоизоляцией для доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного наземным генератором 1 СК-воды рабочего агента 2 в форме СК-воды, обогащенного катализатором;

- продуктопровод 8 для доставки в скважину и/или на забой скважины реагирующего вещества 4;

- продуктопровод 9 для доставки в скважину и/или на забой скважины реагирующего вещества 6;

- специальный высокотемпературный пакер 10;

- трубка Ранка-Хилша 11 для локального охлаждения подпакерной зоны 12. Трубка 11 подсоединена к продуктопроводу 7 с теплоизоляцией для доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного наземным генератором 1 СК-воды рабочего агента 2 в форме СК-воды, обогащенного катализатором;

- кольматажное устройство 13 для снижения интенсивности проникновения высокотемпературного предварительно сформированного рабочего агента 2 и сверхвысокотемпературного предварительно сформированного рабочего агента 14 или их смеси 2, 14 из скважинной и/или забойной зоны 15 осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде в низкотемпературную подпакерную зону 12.

Заявленный способ формирования рабочего агента осуществляется за счет использования заявленного устройства, которое функционирует следующим образом (фиг. 2).

1. Наземный генератор 1 СК-воды предварительно формирует рабочий агент- СК-воду, например, со следующими характеристиками: Т=500°С, Р=30 МПа и ρ=115,07 кг/м3.

2. В узле обогащения наземного генератора 1 СК-воды, предварительно сформированный рабочий агент обогащается катализатором экзотермической реакции окисления.

3. Обогащенный катализатором рабочий агент 2, по продуктопроводу 7 с теплоизоляцией подается в скважину и/или на забой скважины в зону 15 осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде.

4. Устройство 3 по продуктопроводу 8 подает в скважину и/или на забой скважины реагирующее вещество 4.

5. Устройство 5 по продуктопроводу 9 подает в скважину и/или на забой скважины реагирующее вещество 6.

6. В силу тепловых потерь, которые в случае использования продуктопровода с теплоизоляцией достигают, примерно, 10% на каждые 1000 погонных метров транспортировки рабочего агента, и некоторой потери давления на трение, рабочий агент 2, предварительно сформированный наземным генератором 1 СК-воды, обогащенный катализатором и, доставленный по продуктопроводу 7 с теплоизоляцией в скважинную и/или в забойную зону 15 скважины на глубину 2300 метров, имеет, например, следующие расчетные характеристики: Т=400°С, Р=25 МПа и ρ=166,54 кг/м3. Данные термобарические характеристики рабочего агента 2 соответствуют требуемым и необходимым условиям для осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде.

7. Далее в зону 15 осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде из продуктопроводов 8 и 9 одновременно (один из возможных вариантов) поступают реагирующие вещества 4 и 6, которые смешавшись в СК-воде и, являясь основными участниками экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде, вступают в экзотермическую реакцию окисления органических соединений в СК-воде - в среде предварительно сформированного рабочего агента 2. Траектория реакции окисления, например, метанола, в СК-воде схематично выглядит следующим образом:

8. Присутствие в СК-воде катализаторов и/или их любых возможных композиций, промотирует эффективность осуществления экзотермической реакции окисления, в которой, преимущественно, принимают участие органические соединения и окислитель органических соединений, а при благоприятных термобарических условиях может в качестве реагирующего вещества принимать участие и сама СК-вода.

9. В результате осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде, являющейся одновременно и предварительно сформированным на дневной поверхности скважины рабочим агентом, образуется диоксид углерода (CO2), который, обогащая рабочий агент своим присутствием, при рассматриваемых термобарических характеристиках рабочего агента (давление равно или больше 22,064 МПа и температура равна или больше 373,95°С) находится в сверхкритическом состоянии.

10. В результате осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде, участниками которой являлись реагирующие вещества 4 и 6, выделяется тепло (для метанола, например, при Т=400°С, Р=25 МПа и концентрации метанола равной 0,55 моль/литр воды - 474 кДж/моль), а продуктами реакции являются, в основном, вода (H2O) и диоксид углерода (CO2).

11. Таким образом, в результате осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде предварительно сформированный рабочий агент 2 дополнительно обогащается диоксидом углерода, а его температура и давление возрастают до 500°С и 30 МПа, соответственно. Процесс окончательного формирования рабочего агента 16 завершен.

12. Окончательно сформированный рабочий агент 16 из зоны 17 окончательного формирования рабочего агента через перфорированные отверстия в обсадной трубе или скважинный фильтр 18 самопроизвольно инжектируется в продуктивный пласт 19.

13. Для формирования низкотемпературной подпакерной зоны 12 в заявленном устройстве используется трубка Ранка-Хилша 11, которая подает в подпакерную зону 12 охлажденный предварительно сформированный рабочий агент 20, а через кольматажное устройство 13 подает в зону осуществления экзотермической реакции окисления органических соединений в СК-воде сверхвысокотемпературный предварительно сформированный рабочий агент 14.

14. Для снижения интенсивности проникновения предварительно сформированного рабочего агента 2 и сверхвысокотемпературного предварительно сформированного рабочего агента 14 или их смеси 2, 14 в низкотемпературную подпакерную зону 12, в заявленном устройстве используется кольматажное устройство 13, которое в предпочтительном варианте изготовлено из высокотемпературного термостойкого кремнеземного плотного изоляционного материала.

15. Качественные и количественные характеристики осуществления той или иной экзотермической реакции окисления органических веществ в СК-воде (кинетика реакций окисления), в самом общем виде, определяются термобарическими характеристиками СК-воды, объемом подачи реагирующих веществ 4 и 6 в СК-воду, их физико-химическими свойствами, а так же стехиометрическим соотношением реагирующих веществ 4 и 6 в СК-воде.

Результатом использования заявленного способа комбинированного воздействия (включающего тепловое воздействие, химическое воздействие и физическое воздействие) на продуктивный пласт, содержащий углеводороды и/или твердые органические вещества, является: (а) повышение подвижности и дренирующей способности жидких углеводородов; (б) молекулярная модификация жидких углеводородов -необратимое понижение их вязкости и плотности; (в) внутрипластовая генерация синтетических углеводородов из твердого органического вещества, например, керогена; (в) существенная реэнергизация продуктивного пласта, а также (д) повышение проницаемости продуктивного пласта на макро-, мезо- и микроуровнях, в том числе, и за счет осуществления термогидрогазокаталитического разрыва продуктивного пласта, что, в целом, результируется в существенное повышение коэффициента извлечения углеводородов.

Несмотря на то, что настоящее изобретение описывается на представленном примере, возможны различные модификации, включая модификации конфигураций продуктопроводов в скважине, не противоречащие основным принципам изобретения. Поэтому настоящее изобретение следует рассматривать как относящееся к любым подобным модификациям в пределах существа изобретения.

1. Способ воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, включающий формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся преимущественно в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и последующее самопроизвольное инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты, отличающийся тем, что рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения формируемой СК-воды катализатором экзотермической реакции окисления, после чего обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по продуктопроводу с теплоизоляцией в скважину и/или на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК-воде, при этом в скважину и/или на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода (CO2), находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент самопроизвольно инжектируется в пласт.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что катализатор выполнен либо в форме ультраразмерных частиц (больше 100 нанометров (нм)) металлов и/или их оксидов, либо в форме наноразмерных частиц (меньше 100 нм) металлов и/или их оксидов, либо в молекулярной форме, либо в ионной форме, либо в атомно-ионной форме.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что катализатор выполнен в виде композиции, включающей катализаторы в форме ультраразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в форме наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в молекулярной форме, и/или в ионной форме, и/или в атомно-ионной форме, или в любом их сочетании.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве органических соединений используют углеводороды, например, метанол (СН3ОН).

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве окислителя органических соединений используют воздух или кислород O2, или пероксид водорода H2O2.

6. Устройство для формирования рабочего агента для воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, характеризующееся тем, что оно содержит наземный генератор формирования рабочего агента в виде воды, находящейся преимущественно в сверхкритическом состоянии (СК-вода), высокотемпературный пакер, продуктопровод с теплоизоляцией для доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного на дневной поверхности скважины наземным генератором СК-воды рабочего агента, и продуктопроводы для доставки в скважину и/или на забой скважины реагирующих веществ в виде органических соединений и окислителя органических соединений, при этом наземный генератор СК-воды оснащен узлом обогащения сформированного на дневной поверхности скважины рабочего агента катализатором экзотермической реакции окисления.

7. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что для формирования рабочего агента в наземном генераторе СК-воды используются теплогенерирующие устройства, работающие на различных видах топлива, включая ядерное топливо, например, ториевые реакторы.

8. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что в качестве теплоизоляции для продуктопровода доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного на дневной поверхности скважины наземным генератором СК-воды рабочего агента используется сверхтонкая жидкая теплоизоляция на основе алюмосиликатных и/или керамических сверхтонких микросфер, способная работать продолжительное время в присутствии высоких температур (до 600°С).

9. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что продуктопровод с теплоизоляцией представляет собой сборку из насосно-компрессорных труб, изготовленных из термостойких и коррозионностойких сталей, оснащенных теплоизоляцией и соединенных муфтами.

10. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что продуктопроводы для подачи в скважину и/или на забой скважины реагирующих веществ в виде органических соединений и окислителя органических соединений собраны из отдельных трубных сегментов, изготовленных из коррозионностойкой нержавеющей стали, соединенных муфтами или выполнены из длинномерной безмуфтовой трубы.

11. Устройство по п. 6, отличающееся тем, что для формирования низкотемпературной подпакерной зоны используют трубку Ранка-Хилша, которая подсоединена к продуктопроводу с теплоизоляцией и подает в подпакерную зону охлажденный предварительно сформированный на дневной поверхности скважины рабочий агент.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов. Технический результат - повышение качества добываемых углеводородов, снижение тепловых потерь при использовании пара.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой, преимущественно сланцевой, нефти. Технический результат - упрощение операций по гидроразрыву пласта и обеспечение возможностей их совмещения во времени с процессом добычи нефти и проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта в рамках одной дренирующей системы.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для нагрева углеводородов в подземном коллекторе. Способ нагревания подземной зоны включает создание полости для размещения подземного нагревательного устройства.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Технический результат - повышение эффективности эрлифта и обеспечение возможности контроля давления и температур.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти из низкотемпературного пласта, расположенного в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород посредством системы нефтяных добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов. Скважинный газогенератор содержит корпус, камеру сгорания и сопло.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления, отсутствие снижения температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины. Вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта ВНК. Для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м. В вертикальной скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины. Наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками. В начальный период в наклонно горизонтальную скважину и вертикальную скважину выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание. По показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины. После выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. Способ разработки залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения включает строительство горизонтальной добывающей скважины и над ней нагнетательных вертикальных скважин, причем добывающую горизонтальную скважину выполняют двухустьевой с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. С двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение, содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести, образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. Способ разработки залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения включает строительство горизонтальной добывающей скважины и над ней нагнетательных вертикальных скважин, причем добывающую горизонтальную скважину выполняют двухустьевой с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. С двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение, содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести, образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение процесса флюидоизвлечения. В способе разработки залежи углеводородных флюидов осуществляют параллельное строительство в одинаковом направлении с двумя выходами на поверхность добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательной горизонтальной с двумя выходами на поверхность скважины над добывающей горизонтальной скважиной. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов. Участки каждой из труб с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Через трубы с отверстиями производят закачку нагретого инертного рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая внутрипластовое горение, прогревают участок между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубы с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для извлечения вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. В одном варианте исполнения представлен способ извлечения углеводородов из подземного пластового резервуара. Способ включает стадии, в которых проводят бурение нагнетательной скважины, находящейся в сообщении с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром. Монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине. Цементируют обсадную колонну. Перфорируют обсадную колонну. Размещают пакер в обсадной колонне для разделения обсадной колонны на верхний объем и нижний объем. Размещают скважинный парогенератор в верхнем объеме обсадной колонны таким образом, что он поддерживается пакером. Подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения выхлопного газа в пластовом резервуаре. Подают нагнетаемые текучие среды в пластовый резервуар. Добывают углеводороды через одну или несколько продуктивных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к устройству и способу для добычи углеводородсодержащего вещества, особенно битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара. Резервуар нагружается тепловой энергией для снижения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током, в качестве электрического/электромагнитного нагрева резервуара. Дополнительно предусмотрено средство повышения давления, в особенности насос, для инжекции жидкости в резервуар в жидкой форме. Причем устройство подготовки экстрагирует инжектируемую жидкость из жидкости резервуара, получаемой из резервуара, или из среды, получаемой из резервуара. Причем инжекция жидкости осуществляется посредством направляющей, имеющей перфорации. Перфорации по форме и/или величине, и/или распределению выполнены таким образом, что при подаче жидкости под заданным давлением жидкость вводится распределенным образом по длине направляющей для жидкости через перфорационные отверстия в окрестность проводящего шлейфа в резервуаре, так что электрическая проводимость резервуара изменяется и/или давление в резервуаре повышается. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородсодержащего вещества. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой (битумной) нефти. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию залежи битумной нефти шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками. Создают из основных и участковых подземных горно-подготовительных выработок каналы доступа к продуктивному пласту в виде нагнетательно-нагревательных скважин для теплового и газожидкостного воздействия на продуктивный пласт. Нагнетательно-нагревательные скважины бурят в верхней части и наклонно по мощности продуктивного пласта и обустраивают трубчатыми теплообменными устройствами, подключенными к устройству нагревания и обеспечения циркуляции по ним теплонесущей текучей среды. Отбор нефти ведут добычными скважинами, пройденными в нижней части продуктивного пласта. Эксплуатационные работы по скважинной добыче битумной нефти ведут с подачей сжиженной пропанобутановой смеси в кольцевые зазоры между перфорированными обсадными трубами нагнетательно-нагревательных скважин и трубчатыми теплообменными элементами систем циркуляции теплонесущей текучей среды. Сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют в качестве топливного газа на газотурбинной электростанции для генерации электрической и тепловой энергии. Кроме того, сухой отбензиненный газ также используют в качестве топливного газа для нагревания теплонесущей текучей среды в системах циркуляции нагнетательно-нагревательных скважин. Техническим результатом является снижение энергозатрат теплового воздействия на продуктивный пласт и повышение его нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин, снижение затрат на разработку залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа включает выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, бурение пар встречных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Причем горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней. Добывающие скважины бурят в четных ступенях наклоннонаправленными по нисходящей траектории, при этом «пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней, а «носок» каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины. 2 табл., 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя с одновременным сокращением затрат на обустройство месторождения. Трехрядный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, закачку пара в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, образующие систему прогрева пласта с парораспределительными скважинами, ориентированными в кровлю пласта, и дополнительными добывающими скважинами, ориентированными в среднюю часть пласта, пробуренными из горной выработки и проходящими в зоне влияния нагнетательной скважины. Согласно способу бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями, образуя трехрядную систему отбора нефти, в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта. Бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами системы отбора нефти, при этом нагнетательные скважины системы прогрева бурят на всю толщину пласта при отсутствии водонефтяного контакта, а при его наличии забой располагают выше водонефтяного контакта. Дополнительную добывающую скважину системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин системы отбора нефти. После прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их закрывают или переводят на периодическую эксплуатацию, сохраняя темп нагнетания пара в нагнетательные скважины, а после прорыва пара во внутренний ряд добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара в нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв пара. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на нефтяные пласты при подаче в них теплоносителя. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в обеспечении удобства его монтажа и эксплуатации, а также в возможности применения в искривленных скважинах небольшого диаметра. Устройство для теплового воздействия на нефтяной пласт, содержащее трехфазный источник питания, три напорные трубы для подачи теплоносителя, выполненные с возможностью размещения в скважине, и электрический нагреватель. Электрический нагреватель содержит три жилы из металла с низким удельным сопротивлением, к которым подведены фазы от трехфазного источника питания. При этом каждая жила электрического нагревателя таким образом размещена внутри своей напорной трубы, что между жилой и напорной трубой образуется зазор для подачи теплоносителя, причем нижние концы трех жил соединены в одной точке. Каждая напорная труба включает внутренний слой из гибкого электро-теплоизоляционного материала, наружный слой из гибкой металлической оплетки и промежуточный слой из гибкого теплоизоляционного материала. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат интенсификация добычи глубокозалегающих природных битумов, тяжелых нефтей и нефти низкопроницаемых пород, а также для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена. Способ воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды иили твердые органические вещества, включает формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся преимущественно в сверхкритическом состоянии, и последующее самопроизвольное инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты. Причем рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения формируемой СК-воды катализатором экзотермической реакции окисления. После этого обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по продуктопроводу с теплоизоляцией в скважину иили на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК-воде, при этом в скважину иили на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода, находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент самопроизвольно инжектируется в пласт. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх