Способ разработки залежи тяжелой нефти



Способ разработки залежи тяжелой нефти
Способ разработки залежи тяжелой нефти
Способ разработки залежи тяжелой нефти
Способ разработки залежи тяжелой нефти
Способ разработки залежи тяжелой нефти
Способ разработки залежи тяжелой нефти
Способ разработки залежи тяжелой нефти

 


Владельцы патента RU 2597039:

Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" (RU)

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти, снижение расхода энергоресурсов, уменьшение затрат на прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу. В способе разработки залежи тяжелой нефти, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего газа, в котором добываемый газ после сепарации обратно закачивают в пласт, перед закачкой добываемого газа в пласт проводят его каталитическую конверсию с получением нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород. 6 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.

 

Область техники

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.

Уровень техники

Из уровня техники известны способы увеличения нефтеотдачи при разработке залежей тяжелых нефтей и битумов за счет увеличения объема добычи за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия, повышения КПД получения нагретого теплоносителя, повышения охвата выработкой запасов вязкой нефти или битума по площади и разрезу, а также за счет снижения попутно добываемой воды и доли конденсата в объеме отбираемой продукции.

В частности, Республика Татарстан обладает значительными ресурсами сверхвязких нефтей (свыше 1,4 млрд т), большая часть которых связана с отложениями уфимского и казанского ярусов пермской системы. Выявлено около 450 залежей, основная часть которых залегает на глубине 50-250 м.

Вовлечение в разработку ресурсов нетрадиционных скоплений углеводородов приобретает особую актуальность в связи с намечающимся исчерпанием более доступных традиционных ресурсов углеводородов. Основные ресурсы «сланцевой» нефти приурочены к баженовской свите Западной Сибири, доманиковой формации Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции. Общие ресурсы «сланцевой» нефти, по оценкам специалистов ВНИГРИ, составляют 36 млрд т. Для баженовской свиты оценки легкой нефти, связанной с аномальными зонами, составляют от 5 до 15 млрд т, а суммарный ресурс «законсервированной» нетрадиционной нефти оценивается от 70 до 170 млрд т. Специалистами ИПНГ РАН открыта и интенсивно изучается «матричная» нефть, связанная с карбонатными комплексами пород на месторождениях Прикаспийской впадины. Нетрадиционные ресурсы нефти и газа требуют создания и использования новых технологий для своей разработки.

Масштабное освоение неконвенциональных ресурсов в России и многих других странах сдерживается по разным причинам, в том числе из-за несовершенства созданных технологий и экологических ограничений, в частности, при использовании парогравитационной технологии требуется освоить управление процессом в режиме реального времени на основе анализа динамики распределения температуры вдоль ствола и минерализации попутной воды, обеспечивающее высокие дебиты в широком диапазоне неоднородности нефтенасыщенности пластов и оптимизацию паронефтяного отношения, что создаст условия для повышения тепловой эффективности применения энергоисточников. Использование ядерных энергоисточников позволит свести потребление углеводородов к минимуму, что дополнительно повысит эффективность технологии. При подходе к критическому состоянию воды (~370°C, 22 МПа) теплота парообразования будет стремиться к нулю, что не потребует никаких дополнительных энергетических затрат на испарение воды при любой скорости ее подачи в нефтяные пласты. Такие параметры могут обеспечить атомные высокотемпературные энергоисточники.

Из уровня техники известен способ, согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины (см. патент РФ №2379494 на изобретение, опубл. 20.01.2010).

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Из уровня техники известен способ добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на залегающие нефтяные пласты при подаче в них рабочего вещества - воды. Через напорный трубопровод в нефтеносный слой подают под давлением, превышающем давление в нефтеносном слое, нагретую воду и через заборный трубопровод извлекают на поверхность нефть. При этом подачу воды в напорный трубопровод производят при давлении и температуре, которые исключают фазовый переход воды или водяной смеси из жидкости в пар в напорном трубопроводе, но достаточны для осуществления этого фазового перехода на выходе из этого трубопровода. Образовавшийся пар подают в нефтеносный слой. Повышается эффективность разработки высоковязких нефтяных слоев путем более интенсивного их разогрева за счет генерации водяного пара с последующим впрыском его непосредственно в области расположения нефтяных слоев (см. патент РФ №2375559 на изобретение, опубл. 10.12.2009).

Известный способ ограничен геологическими условиями, при которых может реализоваться фазовый переход. Кроме того, возникают трудности при работе с нагретым теплоносителем сверхвысокого давления и его получением в устройствах нагрева.

Из уровня техники известен способ, в котором осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в него теплоносителя и газа. Согласно изобретению в качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, вес. %: азот 15,2-19,0, углекислый газ 4,8-6,0. Содержание газа в смеси с теплоносителем составляет 20-25 мас. %. Закачку смеси и пара по количеству закачиваемого пара осуществляют по эмпирической формуле. Изобретение позволяет обеспечить интенсификацию процесса добычи нефти, повысить эффективность их извлечения за счет сочетания теплового и физико-химического воздействия и снизить обводненность продукции (см. патент РФ №2223398 на изобретение, опубл. 07.05.2002).

Недостатком способа является необходимость доставки жидкого топлива для нагрева теплоносителя и получения газа, необходимость компремирования продуктов сгорания углеводородов, что увеличивает затраты на реализацию способа.

Частично эти недостатки решены в способе, включающем строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретой сверхвязкой нефти, прогрев пласта закачкой теплоносителя в нагнетательную скважину, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта, отличающийся тем, что верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины выполняют двухустьевыми с горизонтальными участками, а фильтр горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины разделяют на две зоны прогрева, внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб. Изобретение позволяет обеспечить интенсификацию процесса добычи нефти, повысить эффективность их извлечения за счет теплового воздействия и снизить обводненность продукции (см. патент РФ №2527984 на изобретение, опубл. 10.09.2014).

Известный способ ограничен только тепловым воздействием без контакта нефти с нагретым теплоносителем, что снижает возможности физико-химического воздействия.

Более эффективен способ, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, отличающийся тем, что реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени Т1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т простаивают в течение времени (Т2-Т1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время Т принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа (см. патент РФ №2513963 на изобретение, опубл. 20.04.2014 - прототип).

Недостаток способа - ограничение возможностей термобарического и крекирующего воздействия на нефть, что существенно снижает подвижность нефти и эффективность ее извлечения.

Раскрытие изобретения

Техническим результатом заявленного изобретения является снижение расхода энергоресурсов, уменьшение затрат на прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу, повышение коэффициента извлечения нефти.

Технический результат достигается тем, что в способе разработки залежи тяжелой нефти, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего газа, в котором добываемый газ после сепарации обратно закачивают в пласт, перед закачкой добываемого газа в пласт проводят его каталитическую конверсию с получением нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород.

В предпочтительном варианте:

- конверсию проводят при подводе нагретого водяного пара и тепловой энергии от стороннего энергоисточника, в котором сжигают ядерное и/или органическое топливо;

- в качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти;

- питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом, выделяемым из добываемого газа;

- температурный режим конверсии поддерживают изменением расхода и состава добываемого газа;

- закачку метансодержащего газа сопровождают или чередуют с закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения метансодержащего газа растворителем;

- закачку метансодержащего газа ведут периодически, подавая в промежутках в пласт воздух и/или жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат, выделяемый из добываемого газа.

Краткое описание чертежей

Признаки и сущность заявленного изобретения поясняются в последующем детальном описании, иллюстрируемом чертежом (фиг. 1), где показано следующее.

На фигуре 1 дана схема реализации способа разработки залежи тяжелой нефти, где:

1 - пласт;

2 - нагнетательные скважины;

3 - метансодержащий газ;

4 - добывающие скважины;

5 - добываемая нефть;

6 - сепаратор;

7 - добываемый газ;

8 - конденсат;

9 - продуктовая нефть;

10 - смеситель;

11 - газоводяная смесь;

12 - теплообменник;

13 - теплоноситель;

14 - энергоисточник;

15 - каталитический реактор;

16 - узел подвода закачного агента.

Осуществление изобретения и примеры реализации

Примером реализации изобретения служит способ разработки залежи тяжелой нефти, описанный ниже.

В примере осуществления изобретения в качестве нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород, используют продукты каталитической конверсии добываемого газа, что позволяет охарактеризовать особенности реализации изобретения применительно к процессам разработки залежи тяжелой нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Проводят нагрев пласта 1 залежи тяжелой нефти путем закачки в него через нагнетательные скважины 2 метансодержащего газа 3, содержащего водяной пар, водород и диоксид углерода (CO2). Через добывающие скважины 4 из пласта 1 извлекают добываемую нефть 5, которую направляют в сепаратор 6, где от добываемой нефти 5 отделяют добываемый газ 7 и конденсат 8, после чего очищенную от воды и газа продуктовую нефть 9 направляют на отгрузку. Добываемый газ 7 и конденсат 8 подают в смеситель 10, из которого газоводяную смесь 11 направляют в теплообменник 12, где с помощью теплоносителя 13, нагреваемого в энергоисточнике 14, газоводяную смесь 11 нагревают до температуры 600-700°C, после чего подают в каталитический реактор 15, где проводят реакцию адиабатической конверсии добываемого газа 7 с получением нагретого метансодержащего газа 3, направляемого по нагнетательным скважинам 2 в пласт 1 залежи тяжелой нефти.

Закачку метансодержащего газа 3 могут сопровождать или чередовать с закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения метансодержащего газа 3 растворителем с помощью узла подвода закачного агента 16.

Закачку метансодержащего газа 3 могут вести периодически, подавая в промежутках в пласт 1 по нагнетательным скважинам 2 воздух и/или жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат 8, выделяемый из добываемого газа 7.

Каталитический реактор 15 добываемого газа 7 может располагаться на значительном удалении и снабжать множество нагнетательных скважин 2. Вывод конденсата 8 из потока добываемой нефти 5 или из добываемого газа 7 в сепараторе 6 могут вести путем конденсации 8 или сорбции с последующим регенеративным нагревом с помощью нагретого метансодержащего газа 3.

В случае сорбции может применяться технология короткоцикловой нагревной или безнагревной адсорбции на угольных или цеолитовых сорбентах. Предпочтительна нагревная адсорбция, позволяющая получать более высокое давление продукта (конденсат 8 с растворенной в нем углекислотой). Поскольку при десорбции конденсат 8 выходит из сорбента в виде пара, производят (как и в случае вывода конденсацией) конденсацию пара, например, за счет нагрева входного потока добываемого газа 7, который подают в смеситель 10, а затем на нагрев в теплообменник 12 и в каталитический реактор 15, заполненный катализатором, преимущественно на основе никеля.

Добываемый газ 7, основным компонентом которого является метан, с давлением выше 2.0 МПа подают по трубопроводу в смеситель 10, в котором газ насыщают циркулирующим конденсатом 8, выделяемым из добываемого газа 7. Полученную газоводяную смесь 11 могут смешивать с перегретым паром, поддерживая в образующейся парогазовой смеси объемное содержание водяного пара в диапазоне, ориентировочно от 4 до 8 раз большем, чем объемное содержание метана, и направляют в теплообменник 12, в котором парогазовую смесь нагревают до температуры в диапазоне 600°C-700°C и направляют в каталитический реактор 15, заполненный насадкой катализатора. Каталитический реактор 15 может быть выполнен многоступенчатым, в каждом из которых реакция аналогична. В первой ступени каталитического реактора 15 проводят частичную конверсию высших гомологов метана (этан, пропан, бутан и др.) до объемной их доли не более 0.00001-0.00002% (по сухому газу), после чего поток с температурой около 400°C повторно направляют в теплообменник 12, в котором парогазовую смесь нагревают перед второй ступенью каталитического реактора 15. Выбор температуры нагрева определяется необходимостью избежать образования сажи в адиабатическом реакторе 15, что предопределяет предпочтительный уровень верхней возможной температуры 680°C. С другой стороны равновесная степень превращения метана ниже 620°C даже при относительно высоких соотношениях водяной пар/газ становится практически неприемлемой. После выхода из второй ступени каталитического реактора 15 поток с содержанием метана около 30% (по сухому газу) направляют в теплообменник 12, а затем с целью более глубокой конверсии метана - в третью ступень каталитического реактора 15, после чего поток направляют в пароперегреватель (на фигуре не показан), в котором перегревается поток водяного пара, производимый из питательной воды, после чего метансодержащий газ 3 направляется по нагнетательным скважинам 2 в пласт 1 залежи тяжелой нефти. В процессе поддерживают на выходе объемное содержание метана в потоке метансодержащего газа 3 в диапазоне 33-48%, водорода - 35-44% в расчете на сухой газ.

Ниже приведены результаты расчета технологии получения метансодержащего газа 3 в соответствии с изложенным способом.

Конверсию добываемого газа 7 проводят при подводе нагретого водяного пара и тепловой энергии от стороннего энергоисточника 14, в котором сжигают ядерное и/или органическое топливо.

В качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти.

Питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом 8, выделяемым из добываемого газа.

Температурный режим конверсии в реакторе 15 поддерживают также изменением расхода и состава добываемого газа 7.

Расчет проведен для производительности технологии в 1000 м3/ч метансодержащего газа 3.

ГАЗ НА ВХОДЕ 1-й ступени:

пар : газ = 4.000
V сух газ = 585.00 м3
Р = 30.00 ати
Т = 450.00°C

ГАЗ НА ВЫХОДЕ 1-й ступени:

пар : газ = 3.851383
V сух газ = 604.98 м3
Р = 29.95 ати
Т = 443.97°С

ГАЗ НА ВХОДЕ 2-й ступени:

пар : газ = 3.851
V сух газ = 604.98 м3
Р = 29.95 ати
Т = 645.00°С

ГАЗ НА ВЫХОДЕ 2-й ступени:

пар : газ = 2.606130
V сух газ = 847.89 м3
Р = 29.88 ати
Т = 558.15°С

ГАЗ НА ВХОДЕ 3-й ступени:

пар : газ = 2.606
V сух газ = 847.89 м3
Р = 29.88 ати
Т = 645.00°С

ГАЗ НА ВЫХОДЕ 3-й ступени:

пар : газ = 2.095394
V сух газ = 1015.71 м3
Р = 29.81 ати
Т = 583.65°С

Таким образом, как показали расчеты, из 585 м3/ч добываемого газа 7 в указанном способе производят 3144 м3/ч метансодержащего газа 3, направляемого по нагнетательным скважинам 2 в пласт 1 залежи тяжелой нефти. При этом в составе метансодержащего газа 3 в пласт 1 подается 2128 м3/ч водяного пара, 473 м3/ч метана, 428 м3/ч водорода, 102 м3/ч углекислого газа.

Во многих нефтедобывающих районах средняя температура воздуха лежит ниже 20°C в течение всего года и в зимний период достигает -40°C, что осложняет выполнение требований к применению жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) с температурой не менее 25°C и вызывает операционные проблемы. В то же время пластовая вода, добываемая с пластов, залегающих на глубине более 500-1000 метров и с температурой от 35°C до 50°C, доступна во многих месторождениях, в том числе Западной Сибири, и является источником для приготовления жидкостей гидроразрыва: для метода гидравлического разрыва пластов может применяться обработка с использованием маловязких жидкостей, например воды с незначительными количествами загустителя, при котором поверхностная вязкость при температуре окружающего воздуха составляет менее 10 сП.

Согласно результатам экспериментальных исследований, для извлечения содержащейся в породе легкой нефти из пород баженовской свиты тепловое воздействие должно характеризоваться температурой до 300-350°C, в то время как для извлечения углеводородов из твердой фазы - керогена необходима более высокая температура, выше 400°C.

При разработке залежей методом термогазового воздействия с увеличением водовоздушного отношения (ВВО) увеличивается величина тепловой оторочки и скорость ее перемещения при одновременном уменьшении среднего уровня температуры тепловой оторочки. Величина ВВО закачиваемой кислородсодержащей смеси и темп ее нагнетания регулируется на основе математического моделирования из условия необходимости прогрева максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры 250-300°C [см. Кокорев В.И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти. - Диссер. на соискание ученой степени док. техн. наук. - М., 2010].

Применяя жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат 8, выделяемый из добываемого газа 7, можно получить раствор углекислого газа. Растворимость в воде газов различна и зависит от ряда факторов: температуры, давления, минерализации, присутствия в водном растворе других газов. С повышением температуры до 90°C растворимость газов в воде снижается, а затем возрастает. Так, в 1 л воды при температуре 20°C растворяется 665 мл углекислого газа, а при 0°C - в три раза больше, 1713 мл. Повышение давления влечет за собой увеличение растворимости газов. При давлении 2.5 МПа в 1 л воды растворяется углекислого газа 16,3 л, а при 5.3 МПа - 26,9 л. Увеличивая периодически температуру нагрева метансодержащего газа 16 за счет высокой концентрации углекислого газа в метансодержащем газе 16 можно получить эффект увеличения газовыделения непосредственно в пласте 1, что будет служить дополнительным фактором вытеснения нефти.

Обеспечить воздействие на основные запасы углеводородов в керогенсодержащей матрице предлагают также и в считающемся сегодня наиболее перспективным для России термогазовом способе освоения ресурсов баженовской свиты.

Согласно термогазовому способу в нагнетательные скважины закачивают воздух и воду. Вследствие высокой пластовой температуры в баженовской свите самоинициируется процесс горения. Газообразные продукты горения и горячая вода обеспечивают процесс смешивающегося вытеснения нефти, находящейся в жидкой фазе. Продвигающийся в пласте фронт горения ведет к прогреву до температуры 250-300°C керогенсодержащей матрицы и процессам пиролиза и крекинга керогена с извлечением нефти и газообразных углеводородов. Однако увеличение проницаемости матрицы сопровождается одновременным увеличением ее пористости, а фронт прогрева незначительно обгоняет фронт повышенного давления в дренируемом прослое от нагнетания воздуха и воды. Следовательно, термически "экстрагируемые" нефть и газ могут в значительной мере оставаться в керогенсодержащей матрице, не поступая в дренируемые прослои (см. патент РФ №2513963 на изобретение, опубл. 20.04.2014).

В заявленном способе закачиваемый метансодержащий газ 3 с объемным содержанием метана в потоке метансодержащего газа 3 в диапазоне 33-48%, водорода - 35-44% в расчете на сухой газ будет поступать за счет фильтрационных и диффузионных процессов в керогенсодержащую матрицу, взаимодействовать со связанными углеводородами, приводя к их набуханию и "выдавливанию" из матрицы в дренируемые прослои, при режиме смешивающегося вытеснения вследствие высоких термобарических условий в баженовской свите. Более того, нефтяной пласт 1, таким образом, за счет высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3 и высокой температуры подвергают мягкому некаталитическому (например, термическому и/или термомеханическому) крекингу или висбрекингу.

Меркаптаны, сульфиды и дисульфиды за счет высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3 легко гидрируются в сравнительно мягких условиях. В циклических сероорганических соединениях под воздействием водорода происходит насыщение с последующим разрывом кольца и образованием соответствующего парафинового или алкилароматического углеводорода.

Кислородсодержащие органические соединения обычно легко вступают в реакции гидрирования с образованием соответствующих углеводородов и воды. В сложных смолистых и асфальтеновых веществах нефти и нефтяных остатков содержится много кислорода и поэтому превращение их в углеводородные продукты протекает значительно труднее. Из кислородсодержащих соединений наибольшее значение имеют смолы и асфальтены, которые при гидрогенизации превращаются в более низкомолекулярные углеводороды и воду. Кроме этих соединений в разном сырье могут присутствовать фенолы и нафтеновые кислоты, при гидрогенизации которых за счет высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3 образуются соответствующие углеводороды и вода.

Деструктивная гидрогенизация - одно- или многоступенчатый каталитический процесс присоединения водорода под давлением, сопровождающийся расщеплением высокомолекулярных компонентов сырья и образованием низкомолекулярных углеводородов. Недеструктивная гидрогенизация - одноступенчатый каталитический процесс, которому могут подвергаться все виды дистиллятного сырья. В результате они, не подвергаясь расщеплению, улучшают свои свойства: в основном освобождаются от непредельных углеводородов. Происходит это за счет высокой температуры (выше 400°C) при высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3.

Это позволяет сократить потребность в воздухе при разработке залежей методом термогазового воздействия и снизить себестоимость добычи нефти, так как доля расходов на закачку воздуха в сумме общих затрат на добычу нефти достигает 30-40%.

Поскольку CO2 удаляется из атмосферы в пласт 1, данная технология может рассматриваться как один из методов секвестра углекислоты и снижения так называемого парникового эффекта.

Применение согласно предложенной технологии совместной закачки в пласт 1 метансодержащего газа 3 с высоким содержанием пара и углеводородного растворителя, как показали результаты исследований, создает данной композиции высокую растворяющую способность по отношению к тяжелым нефтям, способность снижать межфазное натяжение на границе раздела "тяжелая нефть-вода", низкую коррозионную активность по отношению к нефтяному оборудованию, отсутствие осаждаемости асфальто-смолистых веществ тяжелых нефтей в данном растворителе, способность снижать устойчивость водонефтяных эмульсий. При этом накопленное паронефтяное отношение уменьшается в 1,3 раза.

В сочетании с заявленным способом могут также применяться различные технико-технологические средства реализации технологии:

- применение горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин;

- бурение боковых стволов;

- формирование разветвленных боковых дрен;

- применение гидроразрыва пласта различного дизайна, в том числе направленного;

- производство щелевой разгрузки призабойных зон;

- тепловое и термогазохимическое воздействие на призабойную зону;

- циклическое воздействие.

Раздача метансодержащего газа 3 по трубопроводам хорошо освоена в химической промышленности и позволяет увеличить мощность энергоисточника, например ядерного реактора при использовании его в тепловых методах повышения нефтеотдачи, что дополнительно улучшит экономичность технологии.

Таким образом, указанный способ позволит создать условия эффективного повышения коэффициента использования энергоресурсов с возможностью поддерживать высокое пластовое давление в продуктивных пластах вязкой нефти за счет закачки метансодержащего газа 3, вытесняющего нефть, снизить расход энергоресурсов, уменьшить затраты на его прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу, улучшить экономические показатели добычи вязкой нефти.

1. Способ разработки залежи тяжелой нефти, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего газа, в котором добываемый газ после сепарации обратно закачивают в пласт, отличающийся тем, что перед закачкой добываемого газа в пласт проводят его каталитическую конверсию с получением нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каталитическую конверсию проводят при подводе нагретого водяного пара и тепловой энергии от стороннего энергоисточника, в котором сжигают ядерное и/или органическое топливо.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом, выделяемым из добываемого газа.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что температурный режим каталитической конверсии поддерживают изменением расхода и состава добываемого газа.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку метансодержащего газа сопровождают или чередуют с закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения метансодержащего газа растворителем.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку метансодержащего газа ведут периодически, подавая в промежутках в пласт воздух и/или жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей пластовую воду, добываемую из пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для нагревания высоковязкой и парафинистой нефти непосредственно в скважине. Скважинный подогреватель содержит корпус, состоящий из наружной и внутренней стенок, установленных коаксиально с кольцевым зазором и образующих полость для греющего теплоносителя, подводящего и отводящего коллектора с патрубками.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для нагревания высоковязкой и парафинистой нефти непосредственно в скважине. Устройство для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых и гидратных отложений в нефтяных скважинах содержит теплогенератор, соединенный с помощью всасывающего и напорного трубопровода циркуляционного насоса со скважинным подогревателем, который является составной частью насосно-компрессорной трубы.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей и горной промышленности и, в частности, к интенсификации нефтегазовых скважин и дегазации угольных пластов. Технический результат - повышение эффективности способа и надежности работы устройства.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение производительности нефтеизвлечения из продуктивного пласта с одновременным снижением энергозатрат.

Группа изобретений относится к способу и устройству для добычи углеводородсодержащего вещества из резервуара. Способ для добычи углеводородсодержащего вещества, в частности битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара, причем резервуар нагружается тепловой энергией для снижения вязкости вещества, для чего предусмотрены по меньшей мере два проводящих шлейфа для индуктивного обтекания током в качестве электрического/электромагнитного нагрева.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью, в том числе для снижения выпадения асфальтосмолопарафиновых веществ при отборе разогретой высоковязкой нефти и разрушения эмульсии.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта породы, повышение интенсивности и полноты извлечения флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство двухствольной добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивных пластов породы, двухствольной нагнетательной горизонтальной скважины над двухствольной добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивных пластов, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Затем производят замену инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая интенсивность процесса горения и разогрев пласта, поддерживают условия сохранения и распространения фронта горения. Используя выделяющееся при горении тепло, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния 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 кислородсодержащего рабочего агента. После завершения отбора продукта и полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают. Затем передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта и добычу продукта. Так прорабатывают весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта. В способе разработки залежи углеводородных флюидов в продуктивном пласте над его подошвой на экспериментально определяемом расстоянии друг от друга бурят двухустьевые добывающие горизонтальные скважины, между двухустьевыми добывающими горизонтальными скважинами в том же направлении осуществляют строительство двухустьевой нагнетательной горизонтальной скважины, в указанную нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов, вырабатываемый участок пласта с двух концов ограничивают пакерами. Через колонны труб в нагнетательной скважине производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт. Прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородсодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Контролируя и поддерживая условия сохранения фронта распространения горения в пласте, доводят температуру участка пласта до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого флюида до полной выработки участка продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров. Затем закачку кислородсодержащего рабочего агента временно прекращают, в выработанный участок продуктивного пласта производят закачку изолирующего состава для предупреждения преждевременного прорыва кислородсодержащего агента к забоям добывающих скважин. После чего колонны труб с отверстиями и ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной скважины не менее, чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают выработку следующего участка продуктивного пласта. Прорабатывают весь продуктивный пласт, при этом поддержание пластовой температуры осуществляют путем регулирования расхода кислородосодержащего рабочего агента. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи двумя технологическими скважинами и добывающей скважиной с горизонтальными стволами, установку в горизонтальные стволы технологических скважин электродов, соединение электродов с электрической подстанцией на устье скважины, спуск в горизонтальный ствол добывающей скважины электроцентробежного насоса, прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах технологических скважин электродов, отбор разогретых нефти и битума из залежи электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины. Первоначально бурят как минимум одну добывающую и одну нагревательную скважины с горизонтальными стволами, расположенными параллельно и друг под другом на расстоянии 15 м. Затем в верхнем горизонтальном стволе нагревательной скважины производят гидравлический разрыв пласта с образованием продольной трещины с последующим ее креплением токопроводящим материалом. Затем перпендикулярно начальному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят первую технологическую скважину с горизонтальным стволом, а перпендикулярно конечному участку горизонтального ствола нагревательной скважины бурят вторую технологическую скважину с горизонтальным стволом, причем горизонтальные стволы технологических скважин размещают в пределах трещин гидравлического разрыва пласта. Затем между технологическими скважинами параллельно их вертикальным стволам и перпендикулярно горизонтальным стволам пары нагревательной и добывающей скважин бурят две дополнительные добывающие скважины. Горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин размещают параллельно и между верхним и нижним горизонтальными стволами нагревательной и добывающей скважин. В качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг. Оснащают нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин электроцентробежными насосами. Осуществляют прогрев залежи с помощью верхнего горизонтального ствола нагревательной скважины, а отбор разогретых нефти и битума осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через нижний горизонтальный ствол добывающей скважины и горизонтальные стволы дополнительных добывающих скважин. Предлагаемый способ разработки позволяет повысить эффективность прогревания залежи высоковязкой нефти и битума нагреванием, упростить технологический процесс реализации способа, увеличить охват залежи прогреванием, повысить объемы отбора разогретых нефти и битума, надежность реализации способа. 2 ил.
Наверх