Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт. При этом перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента. Подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов. Причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом. После чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность. При этом в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой. Технологический комплекс для добычи углеводородов включает наземный генератор воды, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593˚С, продуктопровод, выполненный в виде колонны теплоизолированных НКТ, размещенных в скважине до ее забоя. Причем генератор имеет возможность подключения выходом к колонне НКТ. Технологический комплекс оснащен смесителем, установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, а также реактором окисления, реактором риформинга органических соединений и блоком обогащения органическими соединениями, подсоединенным выходом к первому входу реактора риформинга органических соединений, ко второму входу которого имеет возможность подсоединения генератор. При этом выход реактора риформинга имеет возможность подсоединения к колонне НКТ. К входу реактора окисления подсоединен генератор. Выход реактора окисления имеет возможность подсоединения к колонне НКТ. При этом в колонне НКТ коаксиально расположена с зазором безмуфтовая труба, к которой имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды или емкость для окислителя. Смеситель имеет возможность подсоединения входом к генератору, а выходом - к колонне НКТ. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей добычи углеводородов за счет обеспечения эффективной их добычи из низкопроницаемых нефтекерогеносодержащих пластов, а также повышение качества добываемых углеводородов за счет молекулярной конверсии нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти в более легкие нефти. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 5 табл., 18 ил.

 

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород, молекулярной конверсии нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти в более легкие нефти, внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена и из битуминозной нефти, а также для добычи молекулярно модифицированных и частично облагороженных термобитумов и тяжелых нефтей из нефтекерогеносодержащих пластов без использования водного гидравлического разрыва пласта (ГРП) или водного многостадийного ГРП.

В настоящее время открыты месторождения (свиты) углеводородов, основной углеводородный потенциал которых заключен не в подвижных нефтях, а в неподвижном керогене, а также в неподвижных и/или малоподвижных битуминозных нефтях. К таким свитам относятся, в частности, североамериканские Баккен / Три Форкс, Игл Форд, Пермский бассейн (США), Парижский бассейн (Франция), Нижне-саксонский бассейн (Германия), Западно-нидерландский бассейн (Нидерланды), Бассейн Вилд (Великобритания), формация (Венгрия), формация Вака Муэрта (Аргентина), а также российские баженовская, доманиковая, фроловская, тюменская и хадумская свиты.

Баженовскую и доманиковую свиты часто сравнивают с основными североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, такими как, Баккен / Три Форкс, Игл Форд и Пермский бассейн, промышленное освоение которых, в связи с быстрым падением дебита скважин, реализуется за счет интенсивного разбуривания, использования, преимущественно, длинноствольных горизонтальных скважин (длина горизонтального участка горизонтальных скважин - 3000 и более метров) и многостадийного (40 и более стадий) ГРП.

Несмотря на то, что в продуктивных пластах Баккена / Три Форкс, Игл Форд и Пермского бассейна углеводороды присутствуют в нескольких формах: нефть низкопроницаемых пород; битуминозная нефть; кероген (твердое органическое вещество), объектом добычи в настоящее время является исключительно подвижная нефть низкопроницаемых пород/нефть плотных пород. Кероген, а также неподвижная или малоподвижная битуминозная нефть в активную разработку не вовлечены. Схожий с Баккен / Три Форкс, Игл Форд и Пермским бассейном добычной сценарий нефтедобывающими компаниями реализуется и в Аргентине при разработке нефтеносного сланцевого плея Вака Муэрта («Дохлая корова»).

В Европе промышленной добычи углеводородов из нефтеносных сланцевых плеев пока не ведется, а разработка формации Вака Муэрта только недавно началась. Именно поэтому мы далее проводим сравнение баженовской свиты, преимущественно, с североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, которые активно разрабатываются уже многие годы.

Продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев Баккен / Три Форкс, Игл Форд и Пермского бассейна имеют сравнительно высокое качество - они достаточно однородные, хрупкие и, главное, мощные. Именно последнее обстоятельство и позволяет за счет использования длинноствольных горизонтальных скважин и многостадийного ГРП сформировать в их продуктивных пластах огромный дренируемый объем - от 30 до 40 млн. м3 из расчета на одну скважину. В подобной благоприятной ситуации при цене на нефть от 60 до 80 долларов за баррель, коэффициент извлечения нефти (КИН) после проведения многостадийного ГРП, равный в среднем 6-ти процентам, является вполне достаточным для прибыльного преодоления проектной точки безубыточности, что, собственно, и доказала практика североамериканского «сланцевого бума».

Основная проблема баженовской и доманиковой свит, а также большинства европейских нефтеносных сланцевых плеев, заключается в качественном отличии их продуктивных пластов от продуктивных пластов наиболее известных североамериканских нефтеносных сланцевых плеев. Так, продуктивные пласты баженовской свиты лишь внешне схожи с продуктивными пластами Баккена / Три Форкс, Игл Форд и Пермского бассейна по глубине залегания, проницаемости, присутствию в них нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти, и керогена. Особенностью продуктивных пластов баженовской свиты является то, что они менее однородны, более пластичны и их толщина в «сладких пятнах», как правило, не превышает 40 метров.

Неоднородность продуктивных пластов создает проблемы при освоении месторождений, а их пластичность снижает эффективность многостадийного ГРП; но главная особенность баженовских продуктивных пластов заключается в их относительно малой мощности. Именно негативное сочетание названных выше трех факторов не позволяет сформировать на баженовской свите из расчета на одну скважину дренируемый объем более 3-4 млн. м3. Содержащейся в таком относительно небольшом дренируемом объеме нефти низкопроницаемых пород при существующем уровне мировых цен на нефть и проектном КИН (до 10%) недостаточно для организации рентабельных добычных проектов на баженовской свите.

Средняя толщина продуктивных пластов Парижского бассейна составляет 50 метров, Нижне-саксонского и Западно-нидерландского, - 30 метров.

Таким образом, недостаточная мощность продуктивных пластов баженовской (и доманиковой) свиты, в сочетании с их высокой неоднородностью и пластичностью, является основной причиной прогнозируемой экспертами убыточности баженовских добычных проектов в случае, если они будут нацелены на извлечение из ее продуктивных пластов исключительно нефти низкопроницаемых пород. Из приведенного выше следует, что экономически эффективное освоение баженовской (и доманиковой) свиты, в силу ее качественного отличия от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев, возможно только при выполнении условия вовлечения в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса -неподвижного керогена и неподвижной и/или малоподвижной битуминозной нефти, что предполагает применение тепловых технологий - технологий, основанных на воздействии на продуктивный пласт, как минимум, рабочим агентом воздействия в форме чистой воды в сверхкритическом состоянии.

Тепловая технология, использование которой может оказаться успешной на баженовской и доманиковой свитах, должна, безусловно, как минимум, вовлекать в активную разработку кероген и битуминозную нефть, обеспечивать увеличение проницаемости продуктивных пластов свит, а также их реэнегизацию - повышение внутренней энергии продуктивного пласта, его внутрипластового давления при условии снижения степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов и отбора высокотехнологичной нефти (ВТН) (ВТН, - это смесь молекулярно модифицированной и частично облагороженной нефти низкопроницаемых пород, молекулярно модифицированной и частично облагороженной битуминозной нефти и синтетической нефти сгенерированной в продуктивном пласте, преимущественно, из керогена и битуминозной нефти.) через зоны продуктивного пласта с увеличенной проницаемостью, в том числе и за счет карбонизации остаточных внутрипластовых углеводородов, преимущественно, в околоскважинном объеме продуктивного пласта.

Приведенное выше справедливо также и по отношению к иным свитам (абалакская, фроловская, тюменская и хадумская), находящихся на территории Российской Федерации, европейским нефтеносным сланцевым плеям, а также по отношению к Пермскому бассейну.

В настоящее время при добыче углеводородов тепловые технологии используются довольно широко. Из уровня техники известны различные способы теплового воздействия на продуктивный пласт, например:

- с использованием электрических тэнов (SHELL In-Situ Conversion Process (ICP));

- за счет организации химических экзотермических реакций в продуктивном пласте с инжектированием в него различных реагирующих веществ - бинарных смесей (патент РФ 2401941, МПК E21B 43/22, 2009 г.);

- электромагнитного или радиочастотного нагрева продуктивного пласта (Schlumberger и Phoenix-Wyoming, Inc.);

- за счет организации внутрипластового окисления/сжигания некоторой части внутрипластовых углеводородов (АО «РИТЭК» и ОАО «Зарубежнефть») (патент РФ №2403383, МПК E21B 43/24, 2010 г., патент РФ №2418944, МПК E21B 43/24, 2011 г.);

- за счет внесения энтальпии в продуктивный пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного рабочего агента высокого давления в форме сверхкритической воды, насыщенной углекислым газом в сверхкритическом состоянии (патент РФ №2576267, МПК E21B 43/24, 2015 г.).

Если принять во внимание наноразмерную невысокую пористость (примерно, 10%) и низкую проницаемость продуктивных пластов баженовской и доманиковой свит (в среднем, 0,1 мД), а также значительную глубину их залегания (примерно, до 3500 метров), то остается только три реальных способа осуществить нагрев их продуктивных пластов, а именно:

- организовать внутрипластовое сжигание/окисление некоторой части внутрипластовых углеводородов, содержащихся в их продуктивных пластах;

- организовать в продуктивном пласте экзотермическую химическую реакцию за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, составляющих бинарную смесь;

- внести тепло в продуктивный пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного рабочего агента воздействия высокого давления.

Такие технологии, в принципе, известны из уровня техники.

Так, например, известен способ (патент РФ №2403383, МПК E21B 43/24, 2010 г.) разработки нефтяной залежи путем бурения 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 для прогрева пласта до температуры не ниже 65°C 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, а также закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из заданного соотношения.

Также известен способ (патент РФ №2418944, МПК E21B 43/24, 2011 г.) разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, для чего в пласт через нагнетательную скважину закачивают кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°C, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по аналитическому выражению. При этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м3/нм3.

Приведенные выше способы основаны на применении термогазового воздействия на продуктивный пласт и для них характерны следующие общие недостатки, снижающие эффективность их применения на баженовской и доманиковой свитах.

1. Необходимость сжигания части ценных внутрипластовых углеводородов. При реализации данных способов для разогрева продуктивного пласта осуществляют окисление/сжигание некоторой части содержащейся в нем нефти низкопроницаемых пород, имеющей высокую стоимость, и, для извлечения которой, собственно, и организуется сам процесс добычи. Так, для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до температуры 400°C требуется энергия равная, в среднем, примерно, 1000 МДж. Известно, что теплота сгорания средней по вязкости нефти равна, примерно, 45 тыс. кДж/кг. Следовательно, для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до температуры 400°C необходимо окислить/сжечь 22,22 кг внутрипластовой нефти. Также известно, что в результате теплового воздействия на продуктивные пласты баженовской и доманиковой свит из 1 м3 возможно извлечь от 50 до 80 кг, как нефти низкопроницаемых пород, так и синтетической нефти, сгенерированной из керогена. Таким образом, в результате использования известных способов, объем суммарно извлекаемой нефти уменьшается на 44-27,5%, соответственно, с 50 до 27,7 кг/м3 и с 80 до 57,7 кг/м3. В случае, если для внутрипластового нагрева продуктивного пласта используется кероген, кинетика окисления которого значительно выше кинетики окисления нефти низкопроницаемых пород, то для достижения требуемой величины технологической температуры в продуктивном пласте, по свидетельству самих авторов технологии термогазового воздействия, необходимо «сжечь» от 30 до 50% керогена, содержащегося в продуктивном пласте.

2. Наличие коксообразования. Температура продуктивного пласта в зоне внутрипластовых окислительных реакций может достигать 650°C и более. При продолжительном поддержании такой температуры в безводном продуктивном пласте протекает процесс активного коксообразования. Кокс кольматирует флюидопроводящие каналы, что ведет к снижению эффективности известных способов.

3. Низкая прогнозируемость и управляемость. В пластовых условиях трудно спрогнозировать, какой именно в данный момент времени является температура в зоне осуществления окислительных реакций и, собственно, где она осуществляется. Средств онлайн контроля пока не существует. Это затрудняет процесс принятия решения о том, когда следует приступать к закачке теплой воды или водовоздушной смеси для формирования в пласте сверхкритической воды с последующим формированием локальных очагов внутрипластовой псевдо-сверхкритической среды. С учетом же высокой неоднородности продуктивных пластов и неопределенных зональных концентраций в них нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена, точный расчет температуры в продуктивном пласте, понимание того, в каком именно месте продуктивного пласта осуществляются высокотемпературные окислительные реакции, определение моментов начала закачки в продуктивный пласт воды или водовоздушной смеси и остановки закачки - практически, невозможно. Результатом низкой прогнозируемости и низкой управляемости известных способов является то, что в отдельные моменты времени продуктивный пласт или отдельные его области могут либо перегреваться, либо, напротив, недонагреваться, что, в целом, ведет к снижению эффективности известных способов и возможности повреждения нагнетательных и добычных скважин за счет прорыва в них высокотемпературного флюида, преимущественно, по пропласткам (пачкам) с относительно высокой проницаемостью «бажен-баккен» (термин предложен акад. А.Э. Конторовичем).

4. Добыча нефти осуществляется через зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью. В известных способах используются, как минимум, 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 известных способах, так как нефть низкопроницаемых пород вытесняется от нагнетательной скважины в сторону добывающей скважины через пластовую зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью.

5. Использование двух и более скважин. В известных способах используется несколько скважин - одна нагнетательная и, как минимум, одна добывающая. Это ведет к увеличению капитальных инвестиций и, соответственно, к росту себестоимости добычи углеводородов. По мнению экспертов, разработка продуктивных пластов баженовской свиты с использованием циклического воздействия и только одной скважины представляется более эффективным способом и по состоянию дел на 2015-2016 гг. АО «РИТЭК» изучает возможность использования именно одной скважины для осуществления циклического термогазового воздействия на продуктивный пласт.

6. Использование углеводородных растворителей. Использование углеводородных растворителей, особенно таких, как дизельное топливо, дистиллят нефти или широкая гамма легких ароматических углеводородов повышает себестоимость добычи нефти и ведет к уменьшению экономической эффективности способов, так как некоторая часть доставленных с дневной поверхности скважины в продуктивный пласт углеводородных растворителей (до 50%) становится неизвлекаемой и остается в продуктивном пласте.

7. Основная цель - вытеснение нефти низкопроницаемых пород. В технологии термогазового воздействия основной задачей является внутрипластовая генерация агентов (CO2, угарный газ, легкие углеводородные фракции, азот и водяной пар), вытесняющих из продуктивного пласта в добывающую скважину нефть низкопроницаемых пород. Генерирование синтетической нефти из керогена в технологии термогазового воздействия является второстепенной задачей. Такой концептуальный подход, при котором внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена уделяется меньшее внимание, чем вытеснению из продуктивных пластов нефти низкопроницаемых пород, понижает степень эффективности известных способов, так как основной углеводородный потенциал баженовской (и доманиковой) свиты сосредоточен именно в керогене (403,3 млрд. тонн), а не в нефти низкопроницаемых пород (22 млрд. тонн).

8. Закачка азота. В случае использования в качестве окислителя воздуха или воздуха с повышенным содержанием кислорода в продуктивный пласт закачивается значительное количество азота, присутствие которого в продуктивном пласте понижает степень растворимости диоксида углерода в нефти и таким образом азот отрицательно влияет на снижение плотности и вязкости нефти.

Известны также способы термохимического воздействия на продуктивный пласт с целью повышения его дебита.

Известен (см. патент РФ 2401941, МПК E21B 43/22, 2009 г.) способ термохимической обработки нефтяного пласта за счет организации в нем химических экзотермических реакций с применением реагирующих веществ-так называемых, «бинарных смесей», включающий раздельную закачку в пласт компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ) по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам (НКТ), при этом нижний срез внешней НКТ опущен ниже нижнего среза внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме. ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ при этом, в качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем pH 4-7, включающий, мас. %: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь (КАС)-32 - остальное, а в качестве ИГ - водный раствор с pH 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду - остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС.

Данный способ основан на термохимическом воздействии на продуктивный пласт. Основным недостатком известного способа является высокая рыночная стоимость компонентов, используемых в бинарной смеси, что существенно ограничивает сферу его применения. В силу высокой стоимости компонентов бинарной смеси известный способ может быть использован исключительно в продуктивных пластах с высокой пористостью и, главное, с высокой проницаемостью. При реализации известного способа период остывания нагретой части продуктивного пласта в околоскважинном пространстве составляет несколько месяцев, а тепла нагретой части продуктивного пласта - вмещающей горной породы должно быть достаточно, чтобы в течение этого времени через нагретую зону к скважине прошло и нагрелось теплом от остывающей околоскважинной горной породы 4-5 порций нефти, каждая из которых равна массе нефти, имевшейся в нагретом объеме продуктивного пласта изначально. То есть, например, если в нагретом околоскважинном объеме продуктивного пласта (V=15000 м3) при его пористости равной 20% изначально содержалось, примерно, 3000 тонн нефти, то при КИН=25% на дневную поверхность, по расчетам авторов, при использовании известного способа может быть извлечено до 3750 тонн нефти (750 тонн (1 порция; КИН = 25%), 5 порций = 3750 тонн нефти). Действительно, это корректно применительно к высокопроницаемым продуктивным пластам, содержащим высоковязкую или тяжелую нефть. Но известный способ не может быть эффективен на нефтеносных сланцевых плеях, имеющих очень низкую проницаемость и относительно небольшую тотальную пористость. При добыче углеводородов из продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев необходимо рассчитывать только на тот объем углеводородов, который содержится в разогретом объеме продуктивного пласта, так как степень интенсивности реальной «подпитки» углеводородами из периферии низкопроницаемых пластов очень низкая и не превышает нескольких процентов от объема углеводородов, изначально содержавшегося в разогретом объеме продуктивного пласта (внутрипластовая реторта).

Другим недостатком известного изобретения является то, что при разложении в нагретом продуктивном пласте 1 тонны аммиачной селитры (один из реагентов бинарной смеси) образуется, примерно, 200 кг кислорода, который окисляет от 60 до 80 кг нефти. При этом, конечно же, в продуктивном пласте генерируется до 3,2 ГДж тепла, но уничтожается углеводородный ресурс, для добычи которого и осуществляются все нефтедобычные проекты. Использовать ценный и высококачественный углеводородный ресурс для нагрева продуктивного пласта экономически расточительно и не целесообразно, так как при использовании тепловых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях, как правило, в избытке имеется другой, более дешевый и менее востребованный углеводородный ресурс, такой как, например, попутный нефтяной газ.

Известен способ добычи углеводородов с использованием сверхкритического флюида и система для осуществления способа (см. опубликованная заявка US №2014/0224491, 2014 г., "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"), согласно которым осуществляют в наземном парогенерирующем устройстве получение сверхкритического «первого водного флюида» (вода в сверхкритическом состоянии) с его последующим инжектированием в продуктивный пласт для нагрева внутрипластовых углеводородов, отбор нагретых углеводородов на дневную поверхность скважины и использование «второго водного флюида» (вода в сверхкритическом состоянии) для дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта уже частично облагороженных углеводородов в одном из наземных устройств для улучшения их качества с целью облегчения процесса доставки отобранных из продуктивного пласта углеводородов на нефтеперерабатывающий завод для их окончательной переработки. При этом известный способ, может использоваться и для воздействия на продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев (Shale Oil, англ.) (см. стр. 4, [0035] п. 5.).

Недостатком известного способа является то, что используемые для его осуществления как «первый водный флюид», так и «второй водный флюид», имеют предельно простой композиционный состав и являются водой в сверхкритическом состоянии. Используемый «первый водный флюид» не содержит никаких иных компонентов, которые могли бы повысить степень конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды или, например, способствовали снижению их вязкости и плотности, а также увеличивали подвижность/мобильность углеводородов в продуктивном пласте. Эффективность используемого в способе «первого водного флюида» была бы выше, если в композиционный состав «первого водного флюида» входили бы такие дополнительные компоненты, как водород, диоксид углерода, монооксид углерода, метан и наноразмерные катализаторы конверсии углеводородов, например, в молекулярной или ионной форме.

После того, как внутрипластовые углеводороды были частично облагорожены в продуктивном пласте с использованием «первого водного флюида», осуществляется их доставка на дневную поверхность скважины, где отобранные из продуктивного пласта уже частично облагороженные углеводороды подвергаются дополнительному частичному облагораживанию с использованием «второго водного флюида». Эффективность известного технического решения была бы выше, если бы дополнительное частичное облагораживание отобранных из продуктивного пласта уже частично облагороженных углеводородов осуществлялось не на дневной поверхности скважины, а в скважине с использованием НКТ в процессе доставки отобранных из продуктивного пласта и уже частично облагороженных углеводородов с забоя скважины на ее дневную поверхность.

Весьма существенно также и то, что в реализующей способ системе не используется продуктопровод с теплоизоляцией, которая снижала бы тепловые транспортные потери при доставке высокотемпературного рабочего агента, - «первого водного флюида» с дневной поверхности скважины на ее забой. Эффективность известного изобретения была бы выше, если в известном изобретении для снижения тепловых транспортных потерь, возникающих при доставке «первого водного флюида» с дневной поверхности скважины на ее забой, использовались бы НКТ с теплоизолирующим покрытием (ТИП).

Известен способ (заявка на изобретение WO 2015/059026, 2015 г.) производства углеводородов в гидротермальных условиях, согласно которому используют две горизонтальные скважины, в одну из скважин нагнетают горячую воду под давлением, в том числе, воду в сверхкритическом состоянии. Далее, после предварительного нагрева пласта, выполняют ГРП для образования системы трещин, соединяющих нагнетательную и добывающую скважину (Figure 2, позиция 6). В разогретом пласте осуществляются реакции гидротермального ожижения углеводородов, включая кероген. Ожиженные в пласте углеводороды извлекают на дневную поверхность скважины. Внутрипластовое ожижение углеводородов с использованием высокотемпературной субкритической или сверхкритической воды позволяет добывать такие углеводороды, которые никаким другим способом не могут быть извлечены из пласта.

Первым недостатком известного способа является использование не одной, а двух скважин, одна из которых является нагнетательной, а вторая - добывающей. Такой подход увеличивает капитальные затраты, что, в целом, снижает эффективность использования известного способа.

Вторым недостатком известного способа является преднамеренное создание мега-трещин ГРП/мега-флюидопроводящих каналов между двумя скважинами (Figure 2, позиция 6). Без всякого сомнения, со временем, такие, связывающие обе скважины, трещины трансформируются в магистральные флюидопроводящие каналы, по которым закачиваемый через нагнетательную скважину высокотемпературный рабочий агент будет быстро, не успевая передать требуемую часть тепла пласту, перекачиваться из нагнетательной скважины в добывающую. В такой ситуации очень скоро в добывающую скважину будет поступать вода, имеющая температуру выше проектной, что означает увеличение тепловых потерь. Кондуктивный теплообмен станет доминирующим, а эффективность конвективного теплообмена и теплового воздействия на пласт снизится, что результируется в уменьшение степени эффективности использования известного способа.

Третьим недостатком известного способа является то, что доминирование кондуктивного теплообмена над конвективным не позволяет осуществлять быстрый нагрев продуктивного пласта и, соответственно, быструю и, главное, в достаточном количестве внутрипластовую генерацию синтетических углеводородов из битуминозной нефти и керогена. Это означает, что в добывающую скважину в процессе ее эксплуатации будет поступать флюид со все меньшим и меньшим содержанием углеводородов и все большим и большим содержанием воды, температура которой превышает проектную. Углеводородный потенциал околотрещиноватых зон быстро истощится, а освоение углеводородного потенциала более отдаленных зон продуктивного пласта будет осуществляться со значительным отставанием и перерасходом тепловой энергии. Это также снижает эффективность использования известного способа.

Для добычи углеводородов также используются способы, включающие кратковременную частичную внутрипластовую газификацию углеводородов и закачку в продуктивный пласт сингаза (синтетический газ).

Известен способ подземной газификации углеводородосодержащего пласта (заявка WO 2015/053731, 2015 г. (PCT/UA2014/000036), включающий бурение, по крайней мере, двух эксплуатационных скважин с вертикально-горизонтальными стволами, проходящими в подземном пласте, и, по крайней мере, одной газоотводящей скважины, размещение в вертикально-горизонтальных стволах скважин электродов, нагрев пласта, получение парогазовой смеси и выведение ее через газоотводящую скважину, при этом нагрев пласта ведут последовательными термозонированными участками, первый участок нагревают приложением напряжения к размещенным в горизонтальных стволах скважин двум электродам, между которыми инициируют электрическую дугу, до получения в межэлектродной зоне теплового пробоя в поверхностном слое скважины и формирования в нем канала резистивного нагрева между электродами. Нагрев пласта на последующих участках ведут регулированием силы тока на электродах при одновременном оппозитном перемещении электродов в горизонтальных стволах скважин со скоростью 1,0-2,5 м/сутки.

Недостатком известного способа является то, что нагрев пласта осуществляют за счет создания электрической дуги в скважинах с помощью электродов. Такой нагрев не способен обеспечить прогрев пласта на требуемом расстоянии от скважины, например, прогрев пласта на расстоянии 15-20 метров от скважины.

Использование электрической энергии для осуществления нагрева снижает эффективность известного способа. Необходимо также отметить, что для реализации известного способа используются три скважины, имеющие сложную пространственную конфигурацию, что, с одной стороны, сложно осуществимо с технологической точки зрения, а, с другой стороны, экономически весьма затратно, особенно для глубоких скважин, что также снижает эффективность способа.

Также известно изобретение (см. опубликованная заявка US №2012/0261121 А1, 18 октября 2014 г., "METHOD OF REDUCING OIL BENEATH THE GROUND"), в соответствии с которым на дневной поверхности скважины в газификаторе генерируется рабочий агент, состоящий из пара, насыщенного синтетическим газом (водород и монооксид водорода), который далее инжектируется в продуктивный пласт, в котором осуществляется крекинг внутрипластовых углеводородов и их гидрирование/гидрогенизация, в результате чего вязкость и плотность внутрипластовых углеводородов понижается, а их качество улучшается. После этого частично облагороженные углеводороды отбираются из продуктивного пласта на дневную поверхность скважины.

Первым недостатком известного изобретения является то, что для генерации синтетического газа используется окислитель, - кислород, который сначала смешивается с нефтью, а затем нефть, насыщенная кислородом (нефтекислородная эмульсия) смешивается с паром. В результате неполного окисления или сжигания нефти в высокотемпературной паровой среде сам пар обогащается синтетическим газом. Стоимость окислителя достаточно высокая и это повышает себестоимость использования известного изобретения.

Другим недостатком известного изобретения является то, что для повышения температуры среды генерации сингаза сжигается,/окисляется часть нефти, добыча которой является целью всех нефтедобычных проектов. Использование менее дорогостоящего ресурса, например, попутного нефтяного газа могло бы повысить экономическую привлекательность использования известного изобретения.

Третьим недостатком известного изобретения является то, что сгенерированный синтетический газ имеет предельно простой композиционный состав (водород и монооксид углерода). Эффективность рабочего агента известного изобретения могла бы быть выше, если в его составе так же присутствовали бы и диоксид углерода, и метан (как углеводородный растворитель). Более того, насыщение сингаза наноразмерными катализаторами конверсии углеводородов так же могло бы повысить эффективность использования известного изобретения.

Четвертым недостатком известного изобретения является то, что транспортировка чистого кислорода и его безальтернативное использование в известном технологическом процессе получения сингаза в качестве окислителя связано с необходимостью соблюдения повышенных мер безопасности, что затрудняет применение известного изобретения.

Известен способ и реализующее его устройство (патент РФ №2576267, МПК E21B 43/24, 2015 г.) комбинированного воздействия на 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 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 чего обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по теплоизолированному продуктопроводу 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. Для реализации способа используют катализатор в форме ультраразмерных частиц (больше 100 нанометров (нм)) металлов и/или их оксидов, или в форме наноразмерных частиц (меньше 100 нм) металлов и/или их оксидов, или в молекулярной форме, или в ионной форме, или в атомно-ионной форме. Катализатор также 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 для осуществления способа используют углеводороды, например, метанол (CH3OH). В качестве окислителя органических соединений для реализации способа используют воздух или кислород O2, или пероксид водорода H2O2.

Устройство формирования рабочего агента для воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества включает наземный генератор формирования рабочего агента в виде воды 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 используют 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°C).

Продуктопровод с теплоизоляцией представляет собой сборку из НКТ, изготовленных из термостойких и коррозионностойких 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 коррозионностойкой нержавеющей стали, соединенных муфтами или выполнены из длинномерной безмуфтовой трубы, а 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.

Данные способ и устройство приняты в качестве наиболее близких аналогов для заявленных способа и технологического комплекса.

В результате анализа известных способа и устройства необходимо отметить, что наземный генератор сверхкритической воды генерирует на дневной поверхности сверхкритическую воду, которая в силу транспортных тепловых потерь, имея недостаточно высокую температуру, требует дополнительного донагрева после ее доставки на забой скважины. Для донагрева рабочего агента на забое скважины осуществляется экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя - пероксида водорода, которого используется до 5 мас. % от общей массы рабочего агента, например, 5 кг пероксида водорода на 100 кг рабочего агента. Рыночная стоимость пероксида водорода достаточно высока и его использование в известном изобретении снижает экономическую эффективность известного способа. Весьма существенным недостатком является также и то, что в известном способе рабочий агент, композиционно состоящей из сверхкритической воды, углекислого газа в сверхкритическом состоянии и наноразмерных катализаторов, вносится в не подготовленный продуктивный пласт, проницаемость которого предварительно не восстановлена до изначальных естественных величин и, тем более, не увеличена. Необходимо также отметить, что состав рабочего агента не обеспечивает максимально возможную глубокую конверсию (гидроконверсию) керогена и битуминозной нефти в синтетические углеводороды, а также эффективную качественную молекулярную модификацию битуминозной нефти в легкие углеводородные фракции - более глубокое частичное облагораживание как нефти низкопроницаемых пород, так и битуминозной нефти.

Недостатками известного изобретения является и то, что в известных способе и устройстве некоторое частичное облагораживание внутрипластовых углеводородов осуществляется только в продуктивном пласте - во внутрипластовой высокотемпературной реторте и после отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов их активное дальнейшее облагораживание прекращается.

Весьма существенно также и то, что интенсифицированная естественная трещиноватость продуктивного пласта и индуцированная новая трещиноватость продуктивного пласта остаются не закрепленными проппантом, что может результироваться в относительно быструю компакцию продуктивного пласта при отборе из него углеводородов (процесс деэнергизации продуктивного пласта).

Техническим результатом настоящей группы изобретений является расширение функциональных возможностей добычи углеводородов за счет обеспечения эффективной их добычи из низкопроницаемых нефтекерогеносодержащих пластов, а также повышение качества добываемых углеводородов за счет молекулярной конверсии нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти в более легкие нефти, а также внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена и из битуминозной нефти.

Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе добычи углеводородов, включающем приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу с теплоизоляцией в продуктивный пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт для увеличения объемов добычи углеводородов с последующим отбором углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу с теплоизоляцией, новым является то, что перед основным высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов (естественной проницаемости) в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом, с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента, с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основных высокотемпературных термохимических воздействий (до 593°C и до 800°C) и перед отбором углеводородов осуществляют термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт для облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термо-каталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления им флюидопроводящих каналов продуктивного пласта и после осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия и повторного высокотемпературного (до 800°C) термохимического воздействия на продуктивный пласт осуществляют отбор по продуктопроводу с теплоизоляцией модифицированных и облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют, генерируя сингаз, и, синтезируя наноалмазы, дополнительное частичное облагораживание, отобранных из продуктивного пласта углеводородов, за счет пропускания их через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе с теплоизоляцией между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой, а после завершения отбора углеводородов из уже истощенного на углеводороды продуктивного пласта в сформированную высокотемпературную внутрипластовую реторту постоянно или циклически закачивают теплую воду, нагревают ее во внутрипластовой высокотемпературной реторте и в постоянном или цикличном режиме отбирают нагретую воду на дневную поверхность скважины и, таким образом, в геотермальном режиме концепции «Усовершенствованной геотермальной системы» (Enhanced Geothermal System - EGS) рекуперируют не менее половины тепловой энергии, ранее внесенной в продуктивный пласт в процессе теплового и термо-химического воздействия на него для формирования в нем высокотемпературной внутрипластовой реторты в целях осуществления в ней процессов, относящихся к внутрипластовому каталитическому ретортингу, для генерации в продуктивном пласте и отборе из него максимально возможного количества сгенерированной и частично улучшенной в продуктивном пласте и сформированной и дополнительно частично улучшенной в скважине высокотехнологичной нефти.

Для проведения низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент воздействия (РАВ) №III.

Для проведения низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №III.А.

Для проведения кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №I.

Для теплового воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №I.A.

Для осуществления тепловых взрывов в продуктивном пласте используют РАВ №I.Б.

Для осуществления высокотемпературного (до 593°C) термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №II.

РАВ №II представляет собой воду в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенную сингазом в составе водорода, диоксида углерода, метана, монооксида углерода, а также непроконвертированного остаточного метанола или нефти, или смеси нефти и метанола.

В РАВ №II дополнительно введены катализаторы риформинга органических соединений, например, наночастицы оксида железа (FeO, Fe2O3 Fe3O4), а для увеличения выхода водорода в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду при приготовлении РАВ №II добавляют гидрооксид натрия (NaOH) или наночастицы никеля (Ni), в качестве катализатора или их смесь и муравьиную кислоту (CH2O2). Также используются и другие катализаторы, такие как, наноразмерные частицы металлов (Fe, Mn, V, Cr и Co) и соли металлов (Fe(NO3)3, KMnO4, K2MnO4, Na2CrO4, K2CrO4, Na2Cr2O7, K2Cr2O7, KVO3, Co(NO3)3, NaVO3, Mn(NO3)2⋅6H2O, Mn(SO4)⋅6H2O и NH4VO3.

Для осуществления высокотемпературного (до 800°C) термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №II.А, представляющий собой воду в сверхкритическом состоянии или в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную диоксидом углерода, а также непроконвертированным метанолом или нефтью, или смесью метанола и нефти, а также катализаторами риформинга органических соединений, например, наночастицами оксида железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4).

Для осуществления термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №IV, представляющий собой или воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную наноразмерными катализаторами конверсии углеводородов, включая так же и наноразмерные катализаторы конверсии керогена, в которых используют наноразмерные катализаторы с размерами частиц металлов или их оксидов, имеющих размер, от 5 до 100 нм, или гомогенный каталитический раствор, содержащий нанокатализатор в молекулярной форме с размерами молекул < 5 нм, например, ацетилацетонат железа (C15H21FeO6) или нанокатализатор в ионной форме, например, ион меди, имеющий размер 77 пикометров (пм/pm). Наноразмерными катализаторами конверсии керогена, используемыми в заявленной группе изобретений, являются, преимущественно, хлориды переходных металлов, например, хлориды железа (FeCl2, FeCl3), хлориды меди (CuCl, CuCl2), хлорид никеля (NiCl2) и др. Наиболее доступными наноразмерными катализаторами конверсии керогена являются хлорид железа (FeCl2) и хлорид меди (CuCl2), с температурой разложения 1023°C и 992°C, соответственно. Предпочтительным катализатором конверсии керогена, который используется в заявленной группе изобретений, является хлорид меди (CuCl2), который при 5 масс. % в водном растворе позволяет а) получать более качественную синтетическую нефть (понизить, например, максимально наблюдаемое углеродное число (число атомов углерода) с C35 до C21), б) понизить энергию активации реакции преобразования керогена в углеводороды, примерно, на 20 кДж/моль и в) понизить максимальную температуру полной пиролизации керогена, примерно, на 30°C.

Для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта используют РАВ №I.B, представляющий собой или воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка и/или оксида железа, являющимися каталитическим нанопроппантом или воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом и наноразмерными частицами церия, циркония, вольфрама.

Для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №I.Г, представляющий собой псевдо-сверхкритический флюид, композиционно состоящий из воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода и остаточной нефтью или метанолом, или смесью остаточной нефти и остаточного метанола (Т до 593°C при Р до 50 МПа).

В процессе воздействия на продуктивный пласт осуществляют внутрипластовый синтез наноалмазов из углеводородов, для чего в продуктивный пласт инжектируют РАВ №I.Б и РАВ №II и доводят температуру в некоторых локальных нанообъемах продуктивного пласта до 800-900°C, а давление до 100-200 МПа.

Генерацию сингаза и синтез наноалмазов осуществляют также и в проточном трубчатом реакторе, для чего в него вводят вторичный рабочий агент (ВРА) №2.Б или иные подходящие ПРА (первичный рабочий агент), ВРА или РАВ, доводят в некоторых локальных нанообъемах проточного трубчатого реактора температуру до 800-900°C и давление до 100-200 МПа, а безмуфтовую трубу проточного трубчатого реактора оснащают насадками, которые уменьшают площадь сечения, образованного внутренней поверхностью НКТ с теплоизоляцией и внешней поверхностью безмуфтовой трубы.

Отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины прекращают в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта превышает гидростатическое давление на 2-3 МПа.

Каждый цикл воздействия на продуктивный пласт завершают, а каждый новый цикл воздействия на продуктивный пласт, кроме первого, начинают инжектированием в продуктивный пласт РАВ №II.А (Т до 800°C), при этом интенсивность воздействия РАВ №II.А на продуктивный пласт в начале каждого нового цикла и, исключая первый цикл, всегда выше интенсивности его воздействия на продуктивный пласт в конце предыдущего цикла.

В Технологическом комплексе для добычи углеводородов, включающем наземный генератор ультра-сверхкритической воды, продуктопровод, выполненный в виде колонны насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в скважине до ее забоя, причем генератор имеет возможность подключения выходом к колонне насосно-компрессорных труб, новым является то, что технологический комплекс оснащен смесителем, установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, а также реактором окисления органических и неорганических соединений, реактором риформинга органических соединений и блоком обогащения органическими соединениями, подсоединенного выходом к первому входу реактора риформинга органических соединений, ко второму входу которого имеет возможность подсоединения генератор, а выход реактора риформинга имеет возможность подсоединения к колонне насосно-компрессорных труб, к входу реактора окисления подсоединен генератор, а выход реактора окисления имеет возможность подсоединения к колонне насосно-компрессорных труб, при этом в колонне насосно-компрессорных труб коаксиально расположена с зазором безмуфтовая труба, к которой имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды, или емкость для окислителя, а смеситель имеет возможность подсоединения входом к генератору, а выходом - к колонне насосно-компрессорных труб, при этом безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб с возможностью извлечения, а ее нижний срез может быть расположен выше, или ниже, или на одном уровне с нижним срезом насосно-компрессорных труб.

Смеситель имеет возможность соединения с емкостью для поверхностно-активных веществ или с емкостью для «ПАВ-НАНОКСИД».

К безмуфтовой трубе имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды или емкость для окислителя.

К реактору окисления имеет возможность подсоединения емкость для насыщенного коллоидного раствора.

К блоку обогащения имеет возможность подсоединения емкость для органических соединений.

Колонна насосно-компрессорных труб и расположенная в ней безмуфтовая труба образуют проточный реактор трубчатого типа.

Наземный генератор ультра-сверхкритической воды имеет мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт.

Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами, таблицами, а также графиком, на которых:

- на фиг. 1 - схема строения внутрипластовой реторты;

- на фиг. 2 - график выхода углеводородов в зависимости от температуры нагрева продуктивного пласта;

- на фиг. 3 - схема трансформации используемых для реализации способа рабочих агентов при поступлении их с дневной поверхности скважины на ее забой;

- на фиг. 4А, фиг. 4Б, фиг. 4В - возможные скважинные трубные конфигурации продуктопровода - НКТ и размещенной коаксиально в них безмуфтовой трубы, где: на фиг. 4А - трубная конфигурация, при которой нижний срез безмуфтовой трубы расположен выше нижнего среза НКТ; на фиг. 4Б - трубная конфигурация, при которой нижние срезы НКТ и безмуфтовой трубы расположены на одном уровне; на фиг. 4В - трубная конфигурация, при которой нижний срез безмуфтовой трубы расположен ниже нижнего среза НКТ;

- на фиг. 5 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт;

- на фиг. 6 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта;

- на фиг. 7 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт;

- на фиг. 8 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении теплового воздействия на продуктивный пласт;

- на фиг. 9 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении внутрипластовых тепловых взрывов в продуктивном пласте;

- на фиг.10 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или сверх-критической воде;

- на фиг. 11 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов;

- на фиг. 12 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении термокаталитического воздействия на продуктивный пласт;

- на фиг. 13 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении водородно-термокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта;

- на фиг. 14 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт;

- на фиг. 15 - схема забоя скважины при отборе углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с дополнительным облагораживанием углеводородов;

- на фиг. 16 - схема забоя скважины при осуществлении воздействия на продуктивные пласты, залегаемые на глубине менее 2200 метров, где на_фиг. 16А - трубная конфигурация, позволяющая создавать ультра-сверхкритическую или сверхкритическую среду в НКТ с теплоизоляционным покрытием до момента формирования ультра-сверхкритической или сверх-критической среды в продуктивном пласте, а на фиг. 16Б - трубная конфигурация, которая применяется при использовании РАВ №I.A, I.B, II, III, и III.А или после того, как в продуктивном пласте сформирована ультра-сверхкритическая или сверхкритическая водная, или псевдо-сверхкритическая среда, а также при осуществлении отбора молекулярно модифицированных и частично измененных углеводородов из продуктивного пласта.

- на фиг. 17 - «каталитический пояс/фильтр» в околоскважинном объеме, сформированный из каталитического нанопроппанта в форме наноразмерных частиц оксидов металлов, преимущественно, оксидов железа;

- на фиг. 18 - процесс образования новых нанотрещин, уменьшения количества микро/мезотрещин и увеличение количества макротрещин - процесс одновременной компакции и расширения продуктивного пласта в ходе теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт (на Фиг. 18 используются абревиатуры: ПСКФ «X» - псевдо-сверхкритический флюид «X» и ПСКФ «Y» - псевдо-сверхкритический флюид «Y»);

- табл. 1 - характеристики рабочих агентов, используемых для реализации способа;

- табл. 2 - характеристика режимов воздействия на продуктивный пласт;

- табл. 3 - пример последовательности осуществления воздействия при осуществлении заявленного способа на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты;

- табл. 4 - эффект «перехода флюида через точку критического давления при температуре выше критической», который заключается в относительно резком и значительном уменьшении плотности РАВ и увеличении объема при его переходе через Ркрит при незначительном понижении его температуры, но не ниже Ткрит;

- табл. 5 - эффект «перехода флюида через точку критической температуры при докритическом давлении», который заключается во взрывоподобном увеличении плотности и уменьшении объема флюида при его переходе через Ткрит при докритическом давлении флюида.

В приведенном ниже детальном описании заявленной группы изобретений использованы следующие основные термины и понятия.

Продуктивный пласт.

В заявленной группе изобретений под продуктивным пластом подразумевается вмещающая горная порода (наноразмерная минеральная матрица, - наноразмерный макрообъект), содержащая внутрипластовые углеводороды в газообразной, жидкой и твердой форме, а также иные гетерогенные компоненты.

Продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев имеют очень низкую проницаемость. Естественная трещиноватость продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев, как и нередко присутствующее в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев аномально высокое внутрипластовое давление, является результатом катагенеза органического вещества, - керогена, - генерации внутрипластовых флюидов в жидкой и газообразной форме. Особенность баженовского коллектора состоит в том, что его фильтрационные свойства полностью определяются первичной слоистостью (щелевидное поровое пространство) и вторичной субвертикальной трещиноватостью. Наряду с субгоризонтальной слоистостью формируются также системы трещин со сложной пространственной ориентацией. Субвертикальные трещины играют значимую роль в формировании объемной и объединенной внутрипластовой флюидопроводящей системы. Породы баженовской свиты находятся в недоуплотненном состоянии (анамально высокое внутрипластовое давление), а содержащиеся в них флюиды несут на себе значительную литостатическую нагрузку и обеспечивают образование (катагенез) и сохранение (низкая проницаемость) аномально высокого внутрипластового давления. И, тем не менее, даже в подобной дилатансионной ситуации «антикомпакции» или разуплотнения, проницаемость продуктивных пластов баженовской свиты, в зависимости от плотности первичной слоистости и вторичной трещиноватости настолько мала, что если «вскрыть» продуктивный пласт одной скважиной, то дренируемый из этой скважины объем продуктивного пласта за 60 лет потеряет, примерно, всего 50% от своей начальной внутренней энергии в форме внутрипластового давления. Наибольшая потеря внутренней энергии продуктивного пласта, естественно, наблюдается в непосредственной близости от трещин. Аномально высокое внутрипластовое давление, как отмечено выше, в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеях, включая баженовскую свиту, поддерживают флюиды, при отборе которых давление во флюидопроводящих каналах и открытых порах снижается и, например, пластичный продуктивный пласт баженовской свиты локально подвергается компакции - флюидопроводящие каналы сужаются - проницаемость продуктивного пласта локально понижается ниже уровня естественной проницаемости, что препятствует эффективному отбору углеводородов из продуктивных пластов баженовской свиты. Такой механизм компакции продуктивного пласта и сужения флюидопроводящих каналов в процессе отбора углеводородов во многом объясняет низкую эффективность многостадийного ГРП в крайне неоднородных и пластичных продуктивных пластах баженовской свиты. Сразу после проведения многостадийного ГРП, как правило, фиксируется относительно высокий дебит, но уже по истечении года падение дебита может составить 80 и более процентов от первоначального. На то существует несколько причин:

- в силу низкой естественной проницаемости продуктивного пласта в нем фиксируется медленный приток подвижной нефти низкопроницаемых пород из отдаленных зон продуктивного пласта по микро и мезо флюидопроводящим каналам к трещинам многостадийного ГРП, а количество естественных макрофлюидопроводящих каналов (первичная слоистость) невелико;

- снижение энергии продуктивного пласта в зоне, окружающей макротрещины многостадийного ГРП - околотрещиноватая компакция продуктивного пласта и уменьшение толщины флюидопроводящих каналов продуктивного пласта;

- кольматация/закупоривание водой, используемой для осуществления многостадийного ГРП, микро, мезо и макрофлюидопроводящих каналов продуктивного пласта и, как следствие - компакция этой зоны продуктивного пласта, сопровождающаяся гидроблокировкой флюидопроводящих каналов и снижением проницаемости продуктивного пласта в околотрещиноватых зонах до уровня ниже естественной - формированием вокруг макротрещин многостадийного ГРП своеобразной низкопроницаемой оболочки, которая препятствует притоку нефти низкопроницаемых пород в макротрещины многостадийного ГРП по естественным микро, мезотрещинам из более отдаленных областей продуктивного пласта.

После окончания формирования низкопроницаемой объемной оболочки вокруг макротрещин, сформированных, например, многостадийным ГРП, они (макротрещины) практически, прекращают работать, особенно в пластичном коллекторе баженовской свиты. Таким образом, при разработке продуктивных пластов баженовской свиты одним из необходимых условий является поддержание пластового давления, а, наиболее перспективным - его повышение (реэнергизация) и недопущение компакции продуктивного пласта - схлопывания, преимущественно, субгоризонтальной первичной трещиноватости.

В заявленной группе изобретений наиболее значимыми процессами, происходящими с внутрипластовыми углеводородами, на общем фоне увеличения объема внутрипластовых флюидов и керогена (разбухание) в силу их нагрева, являются следующие процессы:

- генерация синтетических углеводородов в газообразной и жидкой форме из нефти низкопроницаемых пород и, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена;

- внутрипластовое облагораживание нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти за счет дробления крупных молекул углеводородов на более мелкие и, таким образом, необратимого понижения вязкости и плотности жидких углеводородов;

- внутрипластовая десульфиризация и понижение степени интенсивности процесса полимеризации асфальтенов (коксообразования), его подавление.

В продуктивном пласте нефтеносных сланцевых плеев, включая баженовскую свиту, существуют поры/флюидопроводящие каналы, которые образуются как в результате тектонических процессов, которые так или иначе механически деформируют продуктивный пласт и, тем самым, нарушают его сплошность/целостность, так и в результате катагенеза (Т от 60 до 130°C и давление до 35/40 МПа), в ходе которого реализуется процесс созревания керогена с образованием различных углеводородов и иных химических соединений. В частности, аномально высокое пластовое давление баженовской свиты есть результат катагенеза в условиях глубокого залегания продуктивных пластов. В процессе катагенеза из керогена образуются неподвижные углеводороды - термобитум/битуминоиды, и подвижные углеводороды - средняя и тяжелая нефти, нефть низкопроницаемых пород (легкая нефть), газообразные углеводороды (C1-C4), сероводород и иные газы. Поры продуктивного пласта могут быть «пустотными» (заполненными газами) или заполненными вышеназванными продуктами созревания керогена термобитумом и нефтями (нефтью низкопроницаемых пород и/или битуминозной нефтью). Поры, образовавшиеся в процессе катагенеза керогена, классифицируются следующим образом:

- округлая/щелевая;

- закрытая/открытая;

- изолированная/связанная;

- органическая/межгранулярная/трещиноватая;

- микро/мезо/макропора;

- наполненная керогеном/нефтью низкопроницаемых пород/битуминозной нефтью/углеводородными газами/или иными газами.

Продуктивный пласт баженовской свиты характеризуется аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент: до 1,7-1,8), - до 430 атм, в присутствии аномально высоких пластовых температур, значения которых находятся в интервале от 116°C до 134°C. Причиной одновременного возрастания температуры и давления в баженовской свите является преобразование органического вещества (керогена) с большой плотностью (1,12 г/см3) в синтетические углеводороды с меньшей плотностью и, как следствие, возрастание объема внутрипорового флюида в 1,33 раза, что также ведет к образованию трещиноватости и росту проницаемости продуктивных пластов баженовской свиты. Чем выше катагенез (в пределах «нефтяного окна»), чем более реализован нефтегенерационный потенциал керогена, тем проницаемость продуктивного пласта баженовской свиты выше и тем больше нефти низкопроницаемых пород содержится в таком продуктивном пласте (Примечание: за пределами «нефтяного окна» (Ro>1,2) проницаемость продуктивного пласта может начать снижаться).

Внутрипластовая реторта.

В заявленной группе изобретений под внутрипластовой ретортой подразумевается некоторый объем продуктивного пласта, в котором осуществляется процесс внутрипластового (каталитического) ретортинга. Внутрипластовая реторта это искусственно сформированный в нефтекерогеносодержащем продуктивном пласте наногеотермохимический реактор, существующий в наноразмерной минеральной матрице, заполненной, преимущественно, органическими веществами, которой, по сути, являются низкопроницаемые продуктивные пласты нефтяных и нефтеносных сланцевых плеев. Искусственно измененная температура внутрипластовой реторты выше естественной температуры, окружающего ее продуктивного пласта. Искусственно измененное давление внутрипластовой реторты, как правило, выше естественного давления, окружающего ее продуктивного пласта. Внутрипластовая реторта - это искусственно созданный в продуктивном нефтекерогеносодержащем пласте подземный геореактор, в котором при реализации заявленной группы изобретений осуществляются следующие процессы внутрипластового каталитического ретортинга: паровой риформинг; автотермальный риформинг; частичное окисление внутрипластовых углеводородов; конверсия водяного газа; метанизация; формирование углерода и его потребление; риформинг углекислого газа; частичное облагораживание внутрипластовых углеводородов, их термолиз или пиролиз/гидропиролиз, акватермолиз, каталитический акватермолиз, термический, каталитический крекинг, гидротермальная каталитическая карбонизация остаточных внутрипластовых углеводородов, которые, все вместе и в целом, можно отнести к базовым процессам карбонизации, ожижения и газификации, реализуемых в заявленном способе в продуктивном пласте и отчасти в скважине для молекулярной модификации внутрипластовых углеводородов, их частичного облагораживания, а также образования на внутренней поверхности нанофлюидопроводящих каналов нанопористого углерода.

Искусственное формирование внутрипластовой реторты возможно потому, что проницаемость продуктивного пласта нефтеносных сланцевых плеев, включая баженовскую свиту, очень низкая и в нем отсутствуют крупные поры и трещины. Более того, с повышением температуры внутрипластовой реторты выше 150°C вокруг нее формируется «оболочка», проницаемость которой еще ниже проницаемости продуктивного пласта в его естественном состоянии. Рост внутрипластовой реторты носит цикличный характер. Это объясняется цикличностью теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, а также цикличностью отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. В ходе осуществления названных выше процессов геометрические очертания и объем внутрипластовой реторты постоянно изменяются при сохранении общей тенденции роста. Объем внутрипластовой реторты увеличивается в процессе циклического теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт и уменьшается в процессе циклического отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, но при этом величина уменьшения объема внутрипластовой реторты всегда остается меньше величины предшествующего прироста ее объема, что, в целом, и обеспечивает циклический процесс роста внутрипластовой реторты, объясняет цикличный характер увеличения ее объема и изменения ее геометрических очертаний при сохранении общей тенденции ее роста.

Внутрипластовая реторта в заявленной группе изобретений представлена структурно состоящей из трех условных температурных зон, которые характеризуются различной степенью проницаемости (Фиг 1.).

Зона №1 - условное «ядро» внутрипластовой реторты имеет температуру от 250 до 1000°C и характеризуется измененной повышенной проницаемостью.

Зона №2 - низкопроницаемая «оболочка» внутрипластовой реторты имеет температуру от 250 до 150°C и характеризуется временно измененной пониженной проницаемостью, которая повышается с ростом температуры в процессе роста/развития внутрипластовой реторты за счет теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт.

Зона №3 - имеет температуру от уровня естественной внутрипластовой температуры до 150°C (в баженовской свите внутрипластовая температура составляет, в среднем, от 80 до 120°C) и характеризуется практически неизмененной внутрипластовой естественной проницаемостью.

В поименованных выше зонах внутрипластовой реторты протекают различные внутрипластовые процессы, внешне проявляющие себя тремя пиками (Фиг. 2) выхода углеводородов, и имеющими различную физическо-химическую природу.

Процесс №1 - увеличение подвижности нефти низкопроницаемых пород (S1) и десорбция адсорбированной внутренней поверхностью открытых пор/флюидопроводящих каналов нефти низкопроницаемых пород и газов, Т до 150°C.

Процесс №2 - извлечение адсорбированных структурами керогена (S2) нефти низкопроницаемых пород и газов:) низкотемпературный процесс S1 - физический, Т от 150 до 180°C; высокотемпературный процесс S2a - химический, Т от 240 до 320°C.

Процесс №3 - генерация синтетических углеводородов из керогена при его пиролизе/гидропиролизе S2b, Т>320°C (Источник [1]: ФОРМЫ ЗАХВАТА СВОБОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ КЕРОГЕНОМ. Баталии О.Ю., Вафина Н.Г. ИПНГ РАН. FORMS OF FREE-HYDROCARBON CAPTURE BY KEROGEN. Batalin O.Y., Vafina N.G. Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Science. INTERNATIONAL JOURNAL OF APPLIED AND FUNDAMENTAL RESEARCH №10, 2013.).

Кероген и битуминозная нефть.

В заявленной группе изобретений под керогеном (приближенная эмпирическая формула C200H300SN5O11), следует понимать полимерные органические материалы (геополимер нерегулярной структуры), которые являются породообразующим элементом и составной частью органоминерального комплекса нефтяных и/или нефтеносносных сланцевых плеев и одной из форм нетрадиционной нефти. Они нерастворимы в обычных органических растворителях благодаря своей высокой молекулярной массе (от 500 г/моль и более). Каждая молекула керогена является уникальной, поскольку она представляет собой случайное сочетание различных мономеров. В процессе осуществления внутрипластового теплового и/или термохимического воздействия (пиролизация/гидропиролизация керогена/каталитическая гидропиролизация) из керогена генерируются промежуточный пиробитум, а также жидкие синтетические углеводороды и синтетический газ, преимущественно, состоящий из CO2, Н2, СН4, C2H6, CO, C2H4, C3H8, C3H6, С4Н10, C4H8 и С5+.

Продуктивные пласты баженовской свиты содержат значительное количество керогена. По оценкам экспертов его концентрация в «сладких пятнах» достигает 23-24%, что сопоставимо с концентрацией керогена в нефтяных сланцевых плеях, таких как, например, Грин Ривер, США. Кероген баженовской свиты в значительной степени незрелый и сохранил свой остаточный нефтегенерационный потенциал на высоком уровне - до 70%, что делает его привлекательным объектом для внутрипластовой генерации из него синтетических углеводородов за счет его внутрипластовой пиролизации. Кероген баженовской свиты распределен в ее продуктивных пластах относительно равномерно, что отличает баженовскую свиту, например, от североамериканского нефтеносного плея Баккен, в котором кероген, преимущественно, сосредоточен в Верхнем и Нижнем Баккене. Пачки продуктивного пласта баженовской свиты с низкой концентрацией керогена («бажен-баккен») и высоким содержанием подвижной нефти низкопроницаемых пород, имеют незначительную толщину. В баженовской свите содержится кероген II Типа, температура внутрипластового пиролиза которого (400°C) существенно ниже температуры (примерно, на 50°C), необходимой для полного внутрипластового пиролиза керогена I Типа, содержащегося в продуктивных пластах, например, сланцевой формации Грин Ривер. Углеводородный потенциал (запасы углеводородов), содержащейся в керогене баженовской свиты, с учетом его остаточного нефтегенерационного потенциала, примерно в 10-20 раз и выше, чем количество уже находящейся в ее продуктивных пластах нефти низкопроницаемых пород и достигает величины, примерно, 400 млрд. тонн. Этот факт выдвигает на первый план именно подход к внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена, составляющей концептуальную основу заявленной группы изобретений, по сравнению с проектами, целью которых является добыча уже существующей в продуктивных пластах баженовской свиты нефти низкопроницаемых пород.

В баженовской свите можно выделить три группы нефтей, которые отличаются по плотности и другим параметрам.

1. «Легкие» нефти с низкой плотностью (0,771-0,819 г/см3), которая обусловлена в большей мере высоким выходом бензиновых фракций (29-54%), низким содержанием смол и асфальтенов.

2. «Средние» нефти, плотность которых изменяется в пределах 0,825-0,866 г/см3, выход легких фракций - 19,0-30,0%, содержание смол - 2,04-6.67%, асфальтенов - 0,10-1,69%.

3. «Тяжелые» нефти - с высокой плотностью (0,871-0,908 г/см3), которые имеют высокие температуры кипения (более 100°C). В них нет легких фракций углеводородов и содержится много асфальтенов.

«Тяжелые» нефти, в своем большинстве, являются малоподвижными и неизвлекаемыми из низкопроницаемых продуктивных пластов без дополнительного теплового воздействия. Извлекаемыми нефтями являются «легкие» и частично «средние» нефти, массовая доля которых, по разным оценкам составляет примерно, от 5 до 15% от суммарного углеводородного потенциала бажена. То есть, примерно, от 85 до 95% углеводородов баженовской свиты невозможно извлечь без использования тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). «Тяжелые» нефти входят в состав «битуминозной» нефти, включающей в себя также и неподвижный термобитум.

В заявленной группе изобретений под термобитумом следует понимать:

- промежуточный продукт процесса пиролизации керогена, содержащегося в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев;

- один из продуктов созревания керогена в процессе катагенеза.

Термобитум относится к неподвижным углеводородам и без теплового или термохимического воздействия является существенным неизвлекаемым углеводородным ресурсом баженовской, доманиковой свит и иных свит и формаций, как на территории России, так и на территории США и ЕС. Термобитум является одним из компонентов битуминозной нефти, в которую также входят любые типы малоподвижных тяжелых и высоковязких нефтей, относящихся к «тяжелым» нефтям.

Внутрипластовый (каталитический) ретортинг.

В заявленной группе изобретений под внутрипластовым (каталитическим) ретортингом подразумевается совокупность всех процессов, поименованных при описании термина «Внутрипластовая реторта», основной целью осуществления которых является молекулярная модификация внутрипластовых углеводородов, внутрипластовая генерация синтетических углеводородов и их общее необратимое частичное облагораживание. К наиболее значимым процессам внутрипластового (каталитического) ретортинга относятся низкотемпературные окислительные реакции, акватермолиз, каталитический акватермолиз, термолиз или пиролиз, включая «сухой» пиролиз и гидропиролиз, каталитический гидропиролиз, крекинг в сверхкритической воде, гидрокрекинг в сверхкритической воде, а также и каталитический крекинг в сверхкритической воде.

Внутрипластовый (каталитический) ретортинг обеспечивает максимизацию степени извлечения высокотехнологичной нефти, имеющей наиболее высокую потребительскую стоимость.

«Сухой» пиролиз, гидропиролиз и влияние давления на степень полноты конверсии керогена в синтетические углеводороды.

Пиролиз «сухой» (пиролиз в отсутствии воды) и гидропиролиз в заявленной группе изобретений являются основными процессами внутрипластовой генерации синтетических углеводородов, преимущественно из керогена и битуминозной нефти, не исключая при этом, пиролизацию нефти низкопроницаемых пород. Эффективность гидропиролиза в присутствии докритической и/или сверхкритической воды и/или псевдо-сверхкритического, и/или псевдо-ультра-сверхкритического флюида значительно выше так называемого, «сухого» пиролиза, что объясняется участием молекул H2O в окислительно-восстановительных реакциях. Из современного уровня техники известно, что качество генерируемой синтетической нефти и температура пиролиза, при которой достигается полная конверсия керогена в синтетические углеводороды, во многом зависят от скорости нагрева продуктивного пласта. Так, чем ниже скорость нагрева продуктивного пласта/керогена, тем ниже температура полной пиролизации керогена. Например, при скорости нагрева 3°C в месяц полная конверсия керогена в синтетические углеводороды завершается при температуре 300°C, а при скорости нагрева 3°C в сутки - при 350°C. Также установлено, что, чем медленнее скорость нагрева продуктивного пласта/керогена, тем выше качество генерируемой синтетической нефти. Так, при высокой скорости нагрева продуктивного пласта/керогена - 10000°C в сутки, качество сгенерированной внутри продуктивного пласта из керогена синтетической нефти соответствует 24° API, а при медленном нагреве - 1°C в сутки, качество сгенерированной синтетической нефти повышается до 32° API. В заявленной группе изобретений используется, как кондуктивный, так и конвективный нагрев продуктивного пласта, но в обоих случаях, учитывая низкую теплопроводность (примерно, 7,5-7,7 кДж/(м*К*час)) продуктивных пластов баженовской свиты, нагрев продуктивного пласта осуществляется медленно. Это означает, что полная конверсия керогена в синтетические углеводороды достигается в результате, преимущественно, низкотемпературного пиролиза - до 350-400°C, а генерируемая из керогена синтетическая нефть является легкой синтетической нефтью высокого качества. В то же время, при таких температурах гидропиролиза и в присутствии диоксида углерода (CO2) количество генерируемых внутри продуктивного пласта углеводородных газов (C14) удерживается на возможно минимальном уровне. Для пиролиза/гидропиролиза качество керогена является не менее значимым фактором. Из современного уровня развития техники известно, что из керогена I Типа при гидропиролизе с использованием сверхкритической воды или псевдо-сверхкритических флюидов генерируется больше жидких и газообразных синтетических углеводородов, чем из керогена II Типа, но при этом требуемая для полной конверсии керогена II Типа в жидкие и газообразные углеводороды температура пиролиза/гидропиролиза ниже, чем для керогена I Типа. Для керогена II Типа достаточной является температура 350-400°C, в то время, как для полной конверсии керогена I Типа в жидкие и газообразные синтетические углеводороды необходима температура, равная, в среднем, 450°C. Для конверсии керогена II Типа в жидкие и газообразные синтетические углеводороды требуется меньшая энергия активации, чем для керогена I Типа. С увеличением срока/продолжительности разработки продуктивного пласта, качество синтетической нефти, генерируемой из керогена, будет улучшаться, а на заключительном этапе разработки продуктивного пласта с использованием заявленного способа, мы полагаем возможным понизить температуру используемых основных рабочих агентов воздействия до 350-400°C, что снизит энергозатраты и, соответственно, себестоимость добычи молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из нефтеносных сланцевых плеев. При повышении внутрипластового давления, как одного из условий среды пиролизации керогена, эффективность конверсии керогена может быть повышена, примерно, на 6-7%. При «сухом» пиролизе внутрипластовое давление, как правило, не возрастает выше 25-28 МПа, в то время как при гидропиролизе (локально) оно может возрасти, примерно, до 80-85 МПа. В локальных нанообъемах давление кратковременно может повышаться и до 200 МПа. При конверсии керогена в «нефть», кероген сначала конвертируется в битум или термобитум и легкие углеводороды (преимущественно, С19) и только затем в нефть, газ и кокс. Также необходимо отметить, что при 100% конверсии керогена в термобитум (первый этап конверсии) его объем увеличивается всего на 4%, а при конверсии термобитума в нефть (второй этап конверсии) его объем возрастает на 30% (реэнергизация продуктивного пласта). При этом в процессе конверсии керогена в термобитум вода не играет, практически, никакой роли, в то же время, при следующем этапе конверсии термобитума в нефть - вода (сверхкритическая вода) начинает играть исключительно важную роль как донора водорода и ее присутствие в продуктивном пласте обеспечивает полную конверсию при более высоком локальном давлении (до 80 МПа по сравнению с 25 МПа без воды) и, как следствие, обеспечивает рост давления при одновременном увеличения объема керогена, что приводит к существенному повышению внутренней энергии продуктивного пласта (реэнергизация) и к росту его проницаемости за счет восстановления естественной и образованию новой трещиноватости.

Автофлюидоразрывы продуктивного пласта.

В заявленной группе изобретений под автофлюидоразрывами продуктивного пласта подразумеваются локальные наноразмерные разрывы сплошности горной породы при тепловом или термохимическом воздействии на нее, преимущественно, за счет объемного расширения или разбухания уже содержащихся в ней внутрипластовых флюидов, битуминозной нефти и керогена, а также внутрипластовой генерации синтетических углеводородов, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена. Осуществление названных выше процессов ведет к росту внутрипорового давления в закрытых и/или квазизакрытых порах (типа «пора-чернильница») и, при значениях выше критических, результируется в разрыв сплошности горной породы и трансформации закрытых и/или квазизакрытых пор в открытые поры. За счет этого происходит интенсификация естественной и образование новой трещиноватости, преимущественно, на микро и мезоуровне, а также включение ранее изолированных пор в объемную и объединенную внутрипластовую флюидопроводящую систему. Внутрипластовые автофлюидоразрывы продуктивного пласта осуществляются также и в открытых/связанных порах и во флюидопроводящих каналах, и в этом случае реализуется процесс обновления/восстановления и роста трещиноватости на всех трех наноуровнях, но преимущественно, на мезо и макроуровне. Внутрипластовые автофлюидоразрывы продуктивного пласта в заявленной группе изобретений представляют один из наиболее значимых инструментов увеличения проницаемости продуктивного пласта.

Рабочие агенты.

В заявленной группе изобретений для реализации заявленного способа с обеспечением указанного выше технического результата используются следующие рабочие агенты:

- первичные рабочие агенты (ПРА);

- вторичные рабочие агенты (ВРА);

- рабочие агенты воздействия (РАВ).

Под ПРА следует понимать рабочие агенты, которые являются основой для формирования ВРА и РАВ и не используются для инжектирования в продуктивный пласт и, следовательно, не предназначены для оказания на него того или иного воздействия.

Под ВРА следует понимать рабочие агенты, которые формируются на основе ПРА и являются основой для формирования РАВ, они не используются для инжектирования в продуктивный пласт и не предназначены для оказания на него того или иного воздействия.

Под РАВ следует понимать рабочие агенты, которые формируются на основе ПРА и/или ВРА и используются для инжектирования в продуктивный пласт и, следовательно, предназначены для оказания на него того или иного воздействия.

Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса применяются следующие ПРА:

ПРА №1. Формируется на дневной поверхности скважины в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды и является чистой водой в ультра-сверхкритическом состоянии (Т от 593 до 650°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3482,5 кДж/кг; плотность (ρ) - 126,8 кг/м3);

ПРА №2. Формируется на дневной поверхности скважины в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды и является чистой водой в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (ρ) - 146 кг/м3);

ПРА №3. Формируется на дневной поверхности скважины в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды и является чистой водой в докритическом состоянии (Т до 375°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 1721,8 кДж/кг; плотность (ρ) - 629 кг/м3);

ПРА №4. Формируется на дневной поверхности скважины и является чистой холодной водой, насыщенной наноразмерным катализатором;

ПРА №5. Формируется на дневной поверхности скважины и является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода, воздуха или воздуха, обогащенного кислородом;

ПРА №6. Формируется на дневной поверхности скважины и является холодной водой, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями.

ПРА №7. Формируется на дневной поверхности скважины и является холодной водой, насыщенной нефтью или метанолом или смесью нефти и метанола.

Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса используются следующие ВРА:

ВРА №1.А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА №1 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА №1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА №1 трансформируется во ВРА №1.А, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (ρ) - 146 кг/м3). ВРА №1.А является одним из компонентов РАВ №I, I.Б и IV;

ВРА №1.Б. Формируется на дневной поверхности скважины в реакторе окисления путем окисления, преимущественно, алюминия и/или цинка, и/или железа или их смеси в ПРА №1, в результате чего ПРА №1 насыщается водородом и наночастицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа и/или их смеси. ВРА №1.Б является однофазным многокомпонентным псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, насыщенным, преимущественно, наночастицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа, и/или их смеси и водородом. В результате осуществления экзотермической реакции окисления, преимущественно, алюминия и/или цинка и/или железа или их смеси в любой возможной пропорции в ПРА №1 выделяется тепло и температура ВРА №1.Б всегда выше температуры ПРА №1. ВРА №1.Б является основой для формирования РАВ №I.B.

ВРА №1.В. Формируется на дневной поверхности скважины за счет насыщения ПРА №1 окислителем в форме ПРА №5 и далее окисления в реакторе окисления любых на то подходящих органических соединений, преимущественно, нефти или метанола, или смеси нефти и метанола, в форме ПРА №7, в результате чего ПРА №1 насыщается диоксидом углерода и трансформируется во ВРА №1.В. ВРА №1.В. является однофазным многокомпонентным псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, насыщенным, диоксидом углерода и непроконвертированной остаточной нефтью или метанолом, или смесью нефти и метанола. В результате осуществления экзотермической реакции окисления, преимущественно, нефти или метанола, или смеси нефти и метанола в любой возможной пропорции в ПРА №1 выделяется тепло и температура сформированного ВРА №1.В. всегда выше температуры ПРА №1. ВРА №1.В. на дневной поверхности скважины насыщается значительным количеством CO2, что снижает удельные транспортные тепловые потери, возникающие при доставке ВРА №1.В. на забой скважины. Температура ВРА №1.В. - до 700°C. ВРА №1.В. является основой для формирования РАВ №I.Г.

ВРА №2.А. Формируется на дневной поверхности скважины в блоке обогащения органическими соединениями наземного генератора ультра-сверхкритической воды за счет насыщения ПРА №1 или ПРА №2 любыми газифицируемыми в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде органическими соединениями, но, преимущественно, метанолом и/или нефтью, или смесью нефти и метанола. Композиционный состав ВРА №2.А: вода в ультра-сверхкритическом (при использовании ПРА №1) или в сверхкритическом состоянии (при использовании ПРА №2); любые газифицируемые в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде органические соединения, но, преимущественно, метанол и/или нефть, или смесь нефти и метанола в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии. ВРА №2.А. является основой для формирования РАВ №II.

ВРА №2.Б. Формируется на дневной поверхности скважины в блоке обогащения органическими соединениями наземного генератора ультра-сверхкритической воды за счет насыщения ПРА №2, преимущественно, метанолом, но, не исключая возможность использования нефти или смеси нефти и метанола. ВРА №2.Б. является одним из компонентов РАВ №.IIА.

ВРА №3.А. Формируется на дневной поверхности скважины за счет насыщения ПРА №3 поверхностно-активными веществами (ПАВ). Композиционный состав ВРА №3.А: вода в докритическом состоянии и ПАВ. ВРА №3.А. является основой для формирования РАВ №III.

ВРА №3.Б. Формируется на дневной поверхности скважины за счет насыщения ПРА №3 композицией «ПАВ-НАНОКСИД», состоящей из анионного ПАВ и наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, преимущественно, оксида железа (FeO, Fe2O3 и/или Fe3O4), которые одновременно являются катализатором конверсии внутрипластовых углеводородов и нанопроппантом (каталитическим нанопроппантом), расклинивающим и закрепляющим нанотрещиноватость продуктивного пласта. Композиционный состав ВРА №3.Б: вода в докритическом состоянии; анионные ПАВ; наноразмерные частицы металлов или их оксидов, преимущественно, оксида железа (FeO, Fe2O3 и/или Fe3O4), ВРА №3.Б. является основой для формирования РАВ №III.А.

ВРА №4.А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА №4 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА №4 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №4 трансформируется во ВРА №4.А, который является чистой водой, имеющей высокую температуру и, находящейся в докритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенной наноразмерными катализаторами. ВРА №4.А является одним из компонентов РАВ №IV.

ВРА №5.А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА №5 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА №5 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №5. трансформируется во ВРА №5.А, который является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода или воздуха. ВРА №5.А. является одним из компонентов, используемых при формировании или в композиционном составе РАВ №II.А и I.Б.

ВРА №6.А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА №6 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА №6 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №6 трансформируется во ВРА №6.А, который является водой, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями. ВРА №6.А. является одним из компонентов РАВ №I.

Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса используются следующие РАВ:

РАВ, используемые при проведении этапа «Подготовка продуктивного пласта»:

РАВ №III. Предназначен для низкотемпературного термохимического воздействия. Формируется на забое скважины. В процессе доставки на забой скважины ВРА №3.А при неизменном давлении его температура снижается, а плотность возрастает и он, таким образом, трансформируется в РАВ №III. Температура РАВ №III в момент его инжектирования в продуктивный пласт не должна превышать 150°C.

РАВ №III.A предназначен для низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с нанопроппантом. Формируется на забое скважины. В результате доставки на забой скважины ВРА №3.Б при неизменном давлении его температура снижается, а плотность возрастает и он, таким образом, трансформируется в РАВ №III.А. Температура РАВ №III.А в момент его инжектирования в продуктивный пласт не должна превышать 150°C.

РАВ №I. Предназначен для кислотного термохимического воздействия. РАВ №I формируется на забое скважины за счет смешения ВРА №1.А с ВРА №6.А. РАВ №I является псевдо-сверхкритическим флюидом. Композиционный состав РАВ №I: вода в сверхкритическом состоянии; кислоты или кислотные эмульсии.

РАВ №I.A. Предназначен для теплового воздействия. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА №1 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА №1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА №1 трансформируется в РАВ №I.A, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии.

РАВ №1.Б. Формируется на забое скважины за счет смешения ВРА №1.А с ВРА №5.А и используется в заявленном способе для осуществления внутрипластовых тепловых взрывов.

РАВ, используемые на этапе «Основное высокотемпературное термохимическое воздействие»:

РАВ №II. Используется для высокотемпературного термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации любых газифицируемых органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде. Формируется, в основном, в наземном реакторе риформинга органических соединений за счет газификации ВРА №2.А. Однако, в некоторых случаях, в силу продолжительности процесса газификации ВРА №2.А, он может продолжаться и в НКТ в процессе доставки ВРА №2.А на забой скважины, а также и в подпакерной скважинной зоне на забое скважины. Таким образом, в зависимости от ряда факторов, процесс трансформации ВРА №2.А в РАВ №II может быть завершен в наземном реакторе риформинга органических соединений, расположенном на дневной поверхности скважины или в скважине, но в непосредственной близости от ее дневной поверхности и/или в скважине в НКТ, и/или в подпакерной скважинной зоне на забое скважины.

РАВ №II.А. Предназначен для высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов. Формируется на забое скважины за счет осуществления экзотермической реакции окисления, преимущественно, метанола и/или нефти, и/или смеси нефти и метанола, содержащихся во ВРА №2.Б в сверхкритической воде в присутствии ВРА №5.А, в результате которой происходит, практически, полное окисление, названных выше органических соединений, донагрев ВРА №2.Б. до 800°C и его обогащение углекислым газом, что означает его трансформацию в РАВ №II.А. РАВ №II.А. используется для частичной и непродолжительной внутрипластовой газификации углеводородов. В случае значительной концентрации метанола и/или нефти, и/или смеси нефти и метанола во ВРА №2.Б. (от 5 до 15%) РАВ №II.А. может донагреться на забое скважины до ультра-сверхкритической температуры (от 593 до 800°C) и в этом случае концентрация в нем диоксида углерода всегда будет выше, чем в случае, если используется ВРА №2.Б с концентрацией метанола и/или нефти, и/или смеси нефти и метанола до 5%, при окислении которых на забое скважины температура РАВ №II.А. не может превысить предельное сверхкритическое значение температуры, равное 593°C.

РАВ, используемые на этапе «Дополнительное воздействие в рамках этапа «Основного воздействия»:

РАВ №IV. Предназначен для термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт. Формируется на забое скважины за счет смешения ВРА №1.А. и ВРА №4.А.

РАВ №I.B. Предназначен для водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ВРА №1.Б с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ВРА №1.Б понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА №1.Б трансформируется в РАВ №I.B. РАВ №I.B. является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка и/или оксида железа, являющимися каталитическим нанопроппантом, расклинивающим трещины и препятствующим компакции продуктивного пласта в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.

РАВ №I.Г. Предназначен для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт. Формируется на забое скважины в процессе доставки ВРА №1.В. с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ВРА №1.В. понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА №1.В. трансформируется в рабочий агент воздействия (РАВ) №.I.Г. РАВ №I.Г. является псевдо-сверхкритическим флюидом или сверхкритической водой, насыщенной диоксидом углерода и непроконвертированной остаточной нефтью или метанолом, или смесью нефти и метанола (Т до 593°C при Р до 45/50 МПа.).

Используемые для реализации способа рабочие агенты скомпонованы в таблице №1.

Связки рабочих агентов.

В заявленной группе изобретений используются простейшие связки рабочих агентов, простые связки рабочих агентов, сложные связки рабочих агентов (Фиг. 3.).

К простейшим связкам рабочих агентов относятся связки рабочих агентов, в которых ПРА непосредственно трансформируется в РАВ. Для реализации заявленного способа используется только одна простейшая связка рабочих агентов: ПРА №1 трансформируется при доставке на забой скважины в РАВ №I.A.

К простым связкам рабочих агентов относятся связки, в которых ПРА сначала трансформируется во ВРА и, лишь затем - в РАВ. Для реализации заявленного способа используются следующие простые связки рабочих агентов: 1) ПРА №1., ВРА №1.Б. = РАВ №I.B.; 2) ПРА №1 или ПРА №2.; ВРА №2.А. = РАВ №II.; 3) ПРА №3., ВРА №3.А. = РАВ №III.; 4) ПРА №3., ВРА №3.Б. = РАВ №III.А. и 5) ПРА №1., ВРА №1.В. = РАВ №I.Г.

К сложным связкам рабочих агентов относятся связки рабочих агентов, в которых, как правило, два ПРА и два ВРА формируют РАВ. Для реализации заявленного способа используются четыре сложные связки рабочих агентов:

1) (ПРА №1., ВРА №1.А.)+(ПРА №4., ВРА №4.А.)=РАВ №IV.

2) (ПРА №1., ВРА №1.А.)+(ПРА №6., ВРА №6.А.)=РАВ №I.

3) (ПРА №1., ВРА №1.А.)+(ПРА №5., ВРА №5.А.)=РАВ №I.Б.

4) (ПРА №2., ВРА №2.Б.)+(ПРА №5., ВРА №5.А.)=РАВ №II.А.

Детальное описание РАВ №II.

РАВ №II является основным рабочим агентом воздействия при осуществлении заявленного способа. Присутствие сверхкритической воды в составе РАВ №II является обязательным условием, так как она, будучи отличным теплоносителем, обладает значительной диффузионной и растворяющей способностью, изменяет характер смачиваемости внутренней поверхности пор/флюидопроводящих каналов, переносит начало процесса коксообразования в область более высоких температур, а также подавляет процесс коксообразования и ее присутствие, примерно, в два раза уменьшает количество выхода кокса по сравнению с сухим пиролизом. Более того, сверхкритическая вода, являясь средой для осуществления большинства внутрипластовых процессов, также является донором водорода и принимает участие в процессах/реакциях частичного облагораживания (гидрирования) и модификации (крекинг) внутрипластовых углеводородов - выступает в роли молекулярного катализатора и окислителя одновременно, а также способствует удалению (крекинг) из внутрипластовых углеводородов асфальтенов и гетероатомов азота, серы, никеля и ванадия (азот, никель и ванадий, в частности, увеличивают вязкость жидких углеводородов, а никель, ванадий и сера дезактивируют катализаторы). Помимо вышеизложенного, сверхкритическая вода вымывает легкорастворимые соли из отложений баженовской свиты, а в условиях существования аномально высокого пластового давления и дальнейшего его повышения (реэнергизация продуктивного пласта) сверхкритическая вода вызывает в перенапряженных глинистых породах резкое изменение механического состояния - провоцирует их разгрузку и, как следствие, растрескивание и расслоение плотных пород, ранее «объединенных» такими солями. Это обеспечивает дополнительные пути фильтрации флюидов внутри продуктивного пласта и способствует увеличению проницаемости продуктивного пласта и формированию в нем объемной и объединенной флюидопроводящей системы. Входящие, помимо воды, в композиционный состав РАВ №II водород (молекулярный), диоксид углерода, метан, монооксид углерода и непроконвертированные остаточные органические соединения, включая метанол и/или нефть (или их смесь) существенно повышают эффективность заявленного способа.

Особенность заявленного способа заключается в том, что обогащение воды названными выше газами, осуществляется не за счет использования механических устройств (например, компрессоры высокого давления до 500-600 бар), а за счет использования процесса газификации органических соединений, включая метанол, нефть, смесь нефти и метанола и/или любых иных газифицируемых органических соединений в ультра-сверхкритической воде в наземном реакторе риформинга органических соединений.

Из современного уровня развития техники известно, что полнота конверсии керогена в синтетические углеводороды во многом зависит, как от степени зрелости керогена, от количественного присутствия водорода в самом керогене (HI, - водородный индекс), так и от наличия водорода в самом продуктивном пласте. Именно поэтому в заявленном способе интенсивно используются не только наноразмерные катализаторы, преимущественно, в молекулярной форме, сверхкритическая вода - молекулярный катализатор, которые являются донорами водорода, но и сам водород в молекулярной форме, который генерируется в процессе газификации, преимущественно, но, не ограничиваясь этим, метанола в ультра-сверхкритической воде и, преимущественно, но, не ограничиваясь этим, на поверхности скважины в наземном реакторе риформинга органических соединений. Более того, дополнительное внесение молекулярного водорода в продуктивный пласт обеспечивает гидрирование нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, что выражается в существенном уменьшении в их составе асфальтенов и в значительном увеличении выхода жидких низкокипящих углеводородов. В свою очередь, генерируемый в процессе газификации, преимущественно, метанола в наземном реакторе риформинга органических соединений, сверхкритический диоксид углерода, при его поступлении в продуктивный пласт, растворяется в нефти низкопроницаемых пород и, тем самым, с одной стороны, снижает ее вязкость и плотность, а с другой - способствует ее разбуханию - увеличению объема и, следовательно, принимает положительное участие в процессе реэнергизации продуктивного пласта. Кероген при взаимодействии со сверхкритическим диоксидом углерода также увеличивает свой объем, что, с одной стороны, позволяет «выдавить» из него удерживаемую им нефть низкопроницаемых пород, а с другой стороны, разбухание керогена приводит к увеличению внутрипластового давления - дополнительной реэнергизации продуктивного пласта. Помимо этого сверхкритический диоксид углерода и, образуемая при его участии в сверхкритической воде угольная кислота, растворяют карбонаты и алюмосиликаты, способствуя, тем самым, увеличению межгранулярной проницаемости продуктивного пласта.

Присутствие в составе РАВ №II различных газов, - диоксида углерода, монооксида углерода, метана и водорода, снижает величину транспортных тепловых потерь при доставке РАВ №II с дневной поверхности скважины на забой скважины, что существенно повышает эффективность заявленного способа. Так, например, в результате реализации пилотного проекта по закачке в продуктивные пласты (глубина 907 метров) месторождения тяжелой нефти Ляо-Хэ (КНР) перегретого пара (Р=15 МПа и Т=343°C) было установлено, что с обогащением пара топочными газами с использованием компрессора высокого давления, содержащими, примерно, 12-13% CO2, тепловые потери в процессе доставки пара с дневной поверхности на забой снизились с 21 до 12%, а сухость пара на забое возросла с 19 до 42% [4] (Источник [4]: AN EOR APPLICATION AND LIAOHE OIL FIELD IN CHINA. Tests of Pumping Boiler Flue Gas into Oil Wells. Chenglin Zhu, Zhang, Fengshan, Jim ZQ Zhou. Liaohe Petroleum Exploration Bureau. May 15-17, 2001). Генерируемый в процессе газификации, преимущественно, метанола (реакции метанизации) в наземном реакторе риформинга метанола метан в сверхкритическом состоянии является хорошим углеводородным растворителем и при его поступлении в продуктивный пласт сверхкритический метан разжижает, как нефть низкопроницаемых пород, так и битуминозную нефть, понижая их вязкость и плотность, что, в конечном итоге, усиливает и ускоряет процесс их дренирования по наноразмерным флюидопроводящим каналам продуктивного пласта в околоскважинную зону и далее в скважину. В РАВ №II также может содержаться непроконвертированный метанол (от 0,1 мас. % до 50 мас. %), который, являясь полярным сорастворителем, в сочетании со сверхкритическим углекислым газом и/или угарным газом и сверхкритической водой ингибирует процесс коксообразования, что продлевает каталитическую активность природных пластовых и внесенных в продуктивный пласт наноразмерных катализаторов. Угарный газ/монооксид углерода (СО), являясь одним из продуктов реакции газификации, предпочтительно, метанола в ультра-сверхкритической воде в наземном реакторе риформинга органических соединений, в продуктивном пласте в сочетании со сверхкритической водой участвует в процессе частичного окисления внутрипластовых углеводородов и за счет осуществления реакции конверсии водяного газа участвует в процессе внутрипластовой генерации активного/атомарного водорода (атом водорода - Н), который обладает более высокой степенью активности при гидрировании внутрипластовых углеводородов по сравнению с молекулярным водородом (молекула водорода -Н2).

Продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев, к которым относится и баженовская свита, также содержат в себе значительное количество, так называемой, адсорбированной нефти низкопроницаемых пород, - от 12 мас. % до 25 мас. % от общего содержания нефти низкопроницаемых пород в продуктивных пластах таких нефтеносных сланцевых плеев. Такая адсорбированная нефть низкопроницаемых пород, физически удерживаемая на внутренней поверхности округлых нанопор и на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов (щелевых пор), в случае использования известных традиционных технологий нефтедобычи, является неизвлекаемой. Использование заявленного способа, а именно - теплового воздействия (вода в сверхкритическом состоянии) и термохимического воздействия (псевдо-ультра-сверхкритический или псевдо-сверхкритический флюид) позволяет, практически, полностью, вовлечь этот, ранее не извлекаемый углеводородный ресурс, в активную разработку.

После инжектирования в продуктивный пласта РАВ №II или иных высокотемпературных РАВ, используемых в заявленной группе изобретений, в процессе осуществления частичного облагораживания внутрипластовых углеводородов в продуктивном пласте генерируются ароматические углеводороды, которые, находясь в сверхкритическом состоянии, сами по себе, являются прекрасными углеводородными растворителями битуминозной нефти, включая термобитум или, например, «матричной нефти» Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Снижение транспортных тепловых потерь.

В заявленной группе изобретений снижение транспортных тепловых потерь, возникающих при доставке РАВ на забой скважины, достигается за счет использования трех основных технологических приемов:

- использования НКТ с теплоизоляцией;

- использования РАВ, основа которых - вода в ультра-сверхкритическом состоянии или в сверхкритическом состоянии насыщена различными газами;

- доставка на забой значительного количества РАВ в единицу времени (чем больше доставляется какого-либо РАВ по НКТ с теплоизоляцией на забой скважины в единицу времени, тем меньше удельные транспортные тепловые потери).

Частичное облагораживание углеводородов в сверхкритической воде.

В заявленной группе изобретений под частичным облагораживанием углеводородов в сверхкритической воде или в водном сверхкритическом флюиде, или в водном псевдо-сверхкритическом флюиде понимается такое улучшение их качества, которое характеризуется, преимущественно, необратимо измененным уменьшением размера их молекул и, соответственно, необратимым уменьшением вязкости и плотности таких молекулярно модифицированных углеводородов. В результате частичного облагораживания углеводородов в них уменьшается концентрация гетероатомов, таких как, сера, азот, никель и ванадий. Полное облагораживание углеводородов достижимо только при их переработке на наземных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Термин «водный сверхкритический флюид» упоминается в заявке на изобретение №US 2014/0224491, 2014 г. "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids" а под «водным сверхкритическим флюидом» понимается чистая вода различного качества в сверхкритическом состоянии (см. заявку на изобретение №US 2014/0224491 2014 г. [0035], п. 6.). В заявленной группе изобретений облагораживание углеводородов осуществляется, в основном, в продуктивном пласте внутри высокотемпературной внутрипластовой реторты (НПЗ №1 во внутрипластовой реторте), как в сверхкритической воде, в сверхкритической воде в присутствии водорода, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерных катализаторов в молекулярной и ионной форме, так и в среде, в которой вода отсутствует, а также при прохождении отбираемых и уже частично облагороженных углеводородов через околоскважинный «каталитический пояс/фильтр», - через каталитический нанопроппант (НПЗ №2 в околоскважинном объеме продуктивного пласта), далее дополнительно в НКТ с теплоизоляцией в сверхкритической воде с возможным присутствием в ней водорода, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерных катализаторов в форме наночастиц оксидов металлов, а также нанокатализаторов в молекулярной и ионной форме (крекинг в сверхкритической воде, гидрокрекинг в сверхкритической воде, а также каталитический крекинг в сверхкритической воде) (НПЗ №3 в скважине). Использование процесса дополнительного частичного облагораживания уже отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных в продуктивном пласте углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде в НКТ с теплоизоляцией (НПЗ №3) вляется одной из наиболее значимых особенностей заявленной группы изобретений, включая использование для этих целей в качестве проточного трубчатого реактора НКТ с теплоизоляцией с размещенной коаксиально внутри НКТ с теплоизоляцией безмуфтовой трубой (конфигурация «труба в трубе»), по которой на забой скважины доставляются высокотемпературные рабочие агенты воздействия, а сама безмуфтовая труба является дополнительным нагревательным элементом такого проточного трубчатого реактора и служит для донагрева и, соответственно, для дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта уже молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. Таким образом, благодаря названному выше процессу, в заявленной группе изобретений синтетическая нефть (Synthetic Crude Oil, - SCO) производится не только в продуктивном пласте, но и в проточном трубчатом реакторе, в НКТ с теплоизоляцией с размещенной внутри безмуфтовой трубой за счет крекинга углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде, за счет каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде, или за счет гидрокрекинга углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде и при этом наиболее часто употребляемым процессом дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта и уже молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов является процесс крекинга углеводородов в сверхкритической воде, так как в этом случае исключается использование в процессе дополнительного частичного облагораживания углеводородов водорода и наноразмерных катализаторов в молекулярной или ионной форме, или в форме наночастиц оксидов металлов, что существенно удешевляет осуществление данного процесса.

Следует отметить, что процессы гидрокрекинга и каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде, также используемые в заявленной группе изобретений, будучи более дорогостоящими, тем не менее, являются более эффективными крекинг процессами по сравнению с простым крекингом углеводородов в сверхкритической воде. Процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов может осуществляться и как отдельная независимая операция без осуществления теплового или термохимического воздействия на продуктивный пласт в случае, если внутрипластовые углеводороды самостоятельно без таких воздействий покидают продуктивный пласт в силу высокой внутренней энергии продуктивного пласта и их достаточной мобильности - низкой вязкости, например, как следствие высокой естественной внутрипластовой температуры. Таким образом, заявленная группа изобретений в части частичного облагораживания углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде составляет основу концепции, в соответствии с которой осуществляется внесение и реализация элементов переработки углеводородов (частичное облагораживание) в процесс их добычи и не только в продуктивном пласте («Подземный НПЗ», - НПЗ №1 и 2), но и в ходе их отбора из продуктивного пласта в НКТ с теплоизоляцией («НПЗ в НКТ», - НПЗ №3), которые, по сути, являются реактором проточного трубчатого типа, преимущественно, для частичного облагораживания в сверхкритической воде отобранных из продуктивного пласта углеводородов или для дополнительного частичного облагораживания в сверхкритической воде отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и уже частично облагороженных углеводородов.

Проточный реактор трубчатого типа, как часть Технологического комплекса, также может быть установлен в скважине, из которой отбор углеводородов, по тем или иным причинам, уже не осуществляется. Установленный в такой скважине проточный реактор трубчатого типа используется в заявленной группе изобретений для дополнительного частичного облагораживания углеводородов, отбираемых из соседних добывающих скважин.

В результате частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, они содержат меньше серы, металлов, тяжелых остатков, а также имеют меньшую вязкость и плотность (более высокий градус АНИ/API) по сравнению с внутрипластовыми углеводородами в их естественном состоянии, а, следовательно, имеют и более высокую рыночную/потребительскую стоимость.

Насыщение призабойной зоны скважины каталитическим нанопроппантом, - околоскважинный «каталитический пояс/фильтр».

Каталитический нанопроппант имеет размеры от 5 до 400-500 нм. При циклическом воздействии рабочие агенты воздействия перемещаются через призабойную зону скважины по направлению от скважины вглубь продуктивного пласта, а высокотехнологичная нефть при ее отборе из глубины продуктивного пласта по направлению к скважине.

В заявленной группе изобретений призабойная зона скважины наиболее насыщена каталитическим нанопроппантом, который формирует вокруг скважины своеобразный «каталитический пояс/фильтр» (Фиг. 17.), через который в процессе отбора нефти перемещается высокотехнологичная нефть и подвергается частичному облагораживанию, - процесс каталитического крекинга углеводородов в псевдо-сверхкритической флюидной внутрипластовой среде. В процессе прохождения высокотехнологичной нефти через околоскважинный «каталитический пояс/фильтр» на поверхности наночастиц каталитического нанопроппанта формируется токсичная для катализатора пленка сложного композиционного состава, включая серу, которая снижает степень каталитической активности каталитического нанопроппанта.

В заявленной группе изобретений используется технологический прием внутрипластовой регенерации каталитического нанопроппанта за счет использования, преимущественно, либо чистой СК-воды (РАВ №I.A.), либо СК-воды, насыщенной сверхкритическим диоксидом углерода (РАВ №II.А. и РАВ №I.Г.).

Таким образом, в заявленной группе изобретений в прискважинной области из каталитического нанопроппанта формируется объемный «каталитический пояс/фильтр», за счет насыщения прискважинного объема продуктивного пласта нанокаталитическим проппантом, а сам каталитический нанопроппант периодически регенерируется за счет использования, преимущественно, РАВ №I.A., РАВ №II.А. и РАВ №I.Г.

Такой прием повышает эффективность «работы внутрипластового НПЗ», в целом, и снижает операционные затраты при использовании заявленной группы изобретений.

Высокотехнологичная нефть (ВН) в процессе прохождения через внутрипластовый «каталитический пояс/фильтр» подвергается частичному облагораживанию. (Процесс: внутрипластовый каталитический крекинг углеводородов в среде псевдо-сверхкритического внутрипластового флюида) и, поступающая из внутрипластового «каталитического пояса/фильтра» в скважину ВН имеет более высокое качество, чем ВН до прохождения через «каталитический фильтр/пояс». «Каталитический пояс/фильтр» периодически регенерируется за счет использования РАВ №I.A., РАВ №II.А. и РАВ №I.Г. Вообще, призабойная область скважины в силу того, что через нее многократно инжектируются в продуктивный пласт различные РАВ, со временем становится, практически, «свободной» от внутрипластовых углеводородов, а степень конверсии керогена в ней в синтетические углеводороды приближается к 100%. В подобной ситуации, будучи высокопроницаемой и насыщенной каталитическим нанопроппантом, она действительно трансформируется в объемный «каталитический фильтр» для эффективного внутрипластового частичного облагораживания углеводородов, включая тяжелые углеводороды, например, асфальтены.

Внутрипластовые, молекулярно модифицированные и синтетические углеводороды.

В заявленной группе изобретений под внутрипластовыми углеводородами подразумеваются углеводороды, которые еще не подвергались тепловому и/или термохимическому воздействию. Преимущественно к ним относятся нефть низкопроницаемых пород, битуминозная нефть, кероген и углеводородные газы.

Под молекулярно модифицированными углеводородами подразумеваются углеводороды, которые были подвергнуты тепловому и/или термохимическому воздействию, в результате которых их молекулярная структура была изменена. Преимущественно к извлекаемым молекулярно модифицированным углеводородам относятся облагороженная нефть низкопроницаемых пород и облагороженная битуминозная нефть, но в некоторых случаях к ним также относятся и синтетические углеводороды.

Под синтетическими углеводородами подразумеваются углеводороды, которые в результате теплового и/или термохимического воздействия были сгенерированы из внутрипластовых углеводородов, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена, а также частично из нефти низкопроницаемых пород. Преимущественно, к извлекаемым синтетическим углеводородам относятся синтетическая сырая нефть и синтетические углеводородные газы (C14). Специалистам также понятно, что из продуктивного пласта на дневную поверхность скважины извлекаются, как молекулярно модифицированные и уже частично облагороженные углеводороды, так и синтетические углеводороды. В отдельных случаях для упрощения изложения термин «молекулярно модифицированные и частично облагороженные углеводороды» включает и синтетические углеводороды, так как синтетические углеводороды, по-сути, являются продуктами процесса внутрипластовой молекулярной модификации/конверсии керогена, битуминозной нефти и, частично, нефти низкопроницаемых пород. В заявленной группе изобретений используется также термин «высокотехнологичная нефть», которая, по-сути, является смесью, состоящей из молекулярно модифицированной и частично облагороженной нефти низкопроницаемых пород, молекулярно модифицированной и частично облагороженной битуминозной нефти и синтетической нефти, сгенерированной, преимущественно, из керогена и битуминозной нефти. Высокотехнологичная нефть после ее отбора из продуктивного пласта дополнительно облагораживается в скважинном проточном реакторе при ее доставке с забоя скважины на ее дневную поверхность.

Адсорбированные углеводороды.

В заявленной группе изобретений под адсорбированными углеводородами подразумеваются внутрипластовые углеводороды в газообразной и жидкой форме, адсорбированные в керогене и на внутренней поверхности округлых и щелевых пор продуктивного пласта, которые могут образовывать на ней многомолекулярный слой, уменьшающий эффективную «проходную» толщину/сечение наноразмерных флюидопроводящих каналов и, в целом, присутствие многомолекулярного слоя адсорбированных углеводородов на внутренней поверхности открытых округлых и щелевых пор -наноразмерных флюидопроводящих каналов снижает проницаемость продуктивного пласта. Адсорбированные углеводороды могут быть полностью или частично десорбированы, например, в результате теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт. Так, например, в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев, к которым относится и баженовская свита, в адсорбированном состоянии может пребывать от 12 до 25% нефти низкопроницаемых пород. Кероген в своей пористой структуре может удерживать от 50-80 мг нефти низкопроницаемых пород/грамм горной породы. Микропоры с диаметром 5 нм могут адсорбировать до 60% нефти низкопроницаемых пород. Если же предположить, что в продуктивном пласте присутствуют только микропоры с диаметром менее 2 нм, то вся нефть низкопроницаемых пород в таком продуктивном пласте находится в адсорбированном - абсолютно неизвлекаемом состоянии (КИН = 0). Щелевые поры адсорбируют, примерно, в два раза меньше нефти низкопроницаемых пород, чем округлые поры. Без теплового и/или термохимического воздействия десорбировать адсорбированную нефть низкопроницаемых пород, равно, как и углеводородные газы (C14) из продуктивных пластов не получится, так как, например, кероген, находящийся в микро/мезопорах, при понижении внутрипластового давления в процессе отбора углеводородов из низкопроницаемого продуктивного пласта сначала незначительно высвобождает адсорбированные углеводороды, а затем опять их захватывает. В итоге, кероген без теплового и/или термохимического воздействия, не отдает ни адсорбированной им нефти низкопроницаемых пород, ни адсорбированных им углеводородных газов. Десорбция нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов - это одна из задач, которую решает заявленная группа изобретений и, таким образом, десорбированная нефть низкопроницаемых пород дополнительно вовлекается в активную разработку и становится объектом добычи, а сами десорбированные углеводороды дополнительно реэнергизируют продуктивный пласт и, принимая участие во внутрипластовых автофлюидоразрывах, увеличивают проницаемость продуктивного пласта. Проницаемость продуктивного пласта также увеличивается и за счет того, что десорбция молекул нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов с внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов позволяет увеличить эффективную «проходную» толщину/сечение этих наноразмерных флюидопроводящих каналов.

Наноразмерные катализаторы, нанопроппант и каталитический нанопроппант.

В заявленной группе изобретений в качестве катализаторов могут использоваться и нанодисперсные катализаторы, преимущественно, в форме наноразмерных частиц металлов и оксидов металлов. Их роль заключается в том, чтобы в составе РАВ проникнуть в естественные и индуцированные макротрещины продуктивного пласта и повысить эффективность внутрипластовых процессов молекулярной модификации и конверсии углеводородов, - облагораживании углеводородов, а также расклинить/закрепить макротрещины, сыграв при этом роль каталитического нанопроппанта, преимущественно, в околоскважинном объеме продуктивного пласта («каталитический пояс/фильтр»). Нанодисперсные катализаторы используются в форме наноразмерных частиц металлов, например, Fe, Mn, V, Ni, Cr и Co, оксидов металлов, солей металлов, например, дисульфида молибдена (MoS2), который используется так же и в сочетании, например, с оксидом алюминия (Al2O3) или сульфидом кадмия (CdS), или солей других металлов, например, Fe(NO3)3, KMnO4, K2MnO4, Na2CrO4, K2CrO4, Na2Cr2O7, K2Cr2O7, KVO3, Co(NO3)3, NaVO3, Mn(NO3)2⋅6H2O, Mn(SO4)⋅6H2O и NH4VO3, которые дополнительно также используются и для повышения каталитической активности и скорости генерации водорода для гидрокрекинга. Для проникновения в микро и мезоразмерные флюидопроводящие каналы продуктивного пласта используются, в основном, катализаторы в молекулярной и/или ионной форме с размерами молекул/ионов менее 1 нм. Таким катализаторам, преимущественно, в молекулярной форме, например, ацетилацетонату железа (брутто-формула (система Хилла): C15H21FeO6), имеющему диаметр менее 1 нм и отводится основная роль в ходе осуществления процессов внутрипластового каталитического ретортинга керогена, битуминозной нефти и частично нефти низкопроницаемых пород. Примером же ионного катализатора может быть ион меди, диаметр которого равен 77 пм/pm (пикометр). Под наноразмерным проппантом подразумеваются микроразмерные (> 100 нм) и наноразмерные (< 100 нм) частицы, преимущественно, оксида алюминия (Al2O3) и/или оксида цинка (ZnO), и/или оксидов железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4 (магнетит)). Также в качестве наноразмерного проппанта могут использоваться оксиды циркония (ZrO2), вольфрама (WO3) или оксиды других металлов. Наноразмерный проппант используется для закрепления наноразмерных флюидопроводящих каналов, что снижает интенсивность и скорость процесса компакции продуктивного пласта в процессе его деэнергизации - в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. В качестве нанопроппанта могут также использоваться наноразмерные частицы таких металлов как серебро, рутений, медь, кобальт, железо, марганец, кадмий, никель, ванадий, и/или их комбинации, которые одновременно являются и катализаторами процессов внутрипластового каталитического ретортинга керогена, битуминозной нефти и частично нефти низкопроницаемых пород. Нанопроппант закрепляет, преимущественно, мезо и макрофлюидопроводящие каналы, то есть, именно те флюидопроводящие каналы, которые играют наиболее значительную роль в процессе отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. Наноразмерными катализаторами конверсии керогена, используемыми в заявленной группе изобретений, являются, преимущественно, хлориды переходных металлов, например, хлориды железа (FeCl2, FeCl3), хлориды меди (CuCl, CuCl2), хлорид никеля (NiCl2) и др. Выбор катализаторов очень широк и, в зависимости от характеристик пласта и содержащихся в нем углеводородов, может быть осуществлен их индивидуальный подбор к каждому отдельному месторождению. Более того, в продуктивных пластах баженовской свиты в значительных концентрациях присутствуют естественные катализаторы, -наноразмерные частицы металлов и/или их оксидов, включая пирит.Они, являясь естественными катализаторами, снижают энергоемкость процессов внутрипластового каталитического ретортинга и ускоряют их во времени.

Внутрипластовая генерация углеводородных растворителей и водорода для частичного внутрипластового облагораживания углеводородов.

В заявленной группе изобретений в процессе термохимического воздействия на продуктивный пласт с использованием рабочих агентов воздействия: РАВ №I, РАВ №I.A, РАВ №I.Б, РАВ №I.B, РАВ №I.Г, РАВ №II, РАВ №II.А. и РАВ №IV. в нем из внутрипластовых углеводородов генерируются углеводородные растворители из числа алканов, а именно: C1-C6 (метан-гексан), которые растворяют нефть низкопроницаемых пород и тяжелые углеводороды (битуминозную нефть), увеличивая их дренирующую способность, степень мобильности и, соответственно, извлекаемости из продуктивного пласта. При этом эффективность углеводородных растворителей, как растворителей нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, возрастает с увеличением углеродного числа от C1 к С6 (от метана к гексану) (Источник [5]: Heavy Oil Recovery in Russia: Following the Canadian Lead. SAGD & ES-SAGD TECHNOLOGIES. T.N. Nasr. Alberta Research Council. ROGTEC. 2008.).

В заявленной группе изобретений из алканов, преимущественно, этана, пропана и бутана в результате их внутрипластового гидропиролиза при температуре от 400 до 650°C в присутствии ультра-сверхкритической или сверхкритической воды и, например, каталитического нанопроппанта в форме оксида алюминия (Al2O3) внутри продуктивного пласта генерируется этилен (С2Н4) и значимый для внутрипластового гидрирования, - частичного облагораживания нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти водород (Н2), - реакция дегидрирования (на примере этана (С2Н6)):

В заявленной группе изобретений метан в присутствии воды в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии и, например, никелевого катализатора, внутри продуктивного пласта конвертируется в сингаз (реакция конверсии метана), в составе которого присутствует значимый для внутрипластового гидрирования, - частичного облагораживания нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти водород (Н2):

В свою очередь, в заявленной группе изобретений, монооксид углерода при взаимодействии с водой в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии трансформируется в значимый для внутрипластового гидрирования, - частичного облагораживания нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти водород (Н2) и, разжижающий нефть низкопроницаемых пород и битуминозную нефть, диоксид углерода (CO2), - реакция водяного газа:

Микро, мезо и макротрещиноватость. Микро, мезо и макропоры/флюидопроводящие каналы.

В заявленной группе изобретений используется следующая классификация трещиноватости:

- естественная трещиноватость;

- интенсифицированная естественная трещиноватость;

- искусственно индуцированная новая трещиноватость.

Каждая из перечисленных выше трещиноватостей имеет три уровня:

- микротрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - до 5 нанометров;

- мезотрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - от 5 до 50 нанометров;

- макротрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - более 50 нанометров.

Внутрипластовые поры типа «чернильница».

В заявленной группе изобретений под внутрипластовыми порами типа «чернильница» подразумеваются такие внутрипластовые поры, которые в силу своей пространственной конфигурации способны удерживать жидкие углеводороды и не отдавать их в процессе осуществления отбора углеводородов из продуктивного пласта. Одной из отличительных особенностей заявленной группы изобретений является то, что для повышения степени извлечения углеводородов из внутрипластовых пор типа «чернильница» используется рабочий агент воздействия (РАВ) №II.А и жидкие углеводороды, содержащиеся во внутрипластовых порах типа «чернильница», подвергаясь внутрипластовой газификации, трансформируются в синтетический газ, состоящий, преимущественно, из водорода, метана, диоксида углерода и монооксида углерода. Таким образом, максимизация извлечения углеводородов из продуктивного пласта (повышение КИН) и в данном конкретном случае из пор типа «чернильница» достигается за счет трансформации жидких углеводородов в газообразную форму, которая обладает большей мобильностью и проникающей способностью по сравнению с жидкой формой.

Проницаемость: межгранулярная проницаемость, поровая проницаемость и трещиноватая проницаемость.

В заявленной группе изобретений различают:

- естественную проницаемость продуктивного пласта;

- измененную повышенную проницаемость продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты;

измененную уменьшенную проницаемость продуктивного пласта низкопроницаемой «оболочки» внутрипластовой реторты, - «ядра» внутрипластовой реторты.

Измененная повышенная проницаемость и измененная уменьшенная проницаемость являются результатами теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт.

Также различают:

- межгранулярную проницаемость, образуемую порами/пустотами между частицами минералов, составляющих вмещающую горную породу;

- органическую проницаемость, образуемую округлыми порами внутри органического вещества - керогена;

- трещиноватую проницаемость, образуемую щелевыми порами, трещинами и флюидопроводящими каналами на всех трех наноуровнях.

Объемная и объединенная флюидопроводящая система.

В заявленной группе изобретений различают изолированные поры (округлые или щелевые) и объединенные (соединенные) поры/флюидопроводящие каналы. Формирование объемной и объединенной флюидопроводящей системы является одной из основных задач, решаемых заявленной группой изобретений за счет организации комплексного и, преимущественно, теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт.

Концептуально суть формирования объемной и объединенной флюидопроводящей системы заключается в уменьшении в продуктивном пласте объема изолированного порового пространства и увеличении в нем объема объединенного порового пространства - соединенных между собою в объемную и объединенную флюидопроводящую систему пор и флюидопроводящих каналов на микро, мезо и макроуровне.

Увеличение проницаемости продуктивного пласта.

В заявленной группе изобретений суть процесса увеличения проницаемости продуктивного пласта заключается в:

- росте межгранулярной проницаемости в результате неравномерного нагрева зерен горной породы и возникающих при этом термических напряжений;

- росте межгранулярной проницаемости за счет растворения карбонатов и алюмосиликатов органическими кислотами, которые генерируются в процессе гидропиролиза керогена в сверхкритической воде и/или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии углекислого газа (угольной кислотой), а также в результате кислотного термохимического воздействия;

- росте межгранулярной проницаемости за счет растворения солей ультра-сверхкритической и/или сверх-критической водой;

- росте органической и трещиноватой проницаемости, преимущественно, на микро и мезо уровнях за счет пиролизации/гидропиролизации керогена и осуществления автофлюидоразрывов продуктивного пласта как следствие теплового расширения внутрипластовых углеводородов и генерации синтетических углеводородов и других газов, в том числе, и из битуминозной нефти и нефти низкопроницаемых пород;

- росте трещиноватой проницаемости, преимущественно, на макроуровне за счет осуществления внутрипластовых тепловых взрывов - взрывоподобной экзотермической реакции окисления внутрипластовых углеводородов в сверхкритической воде или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии окислителя;

- росте трещиноватой проницаемости за счет кратковременной газификации (до 800°C) внутрипластовых углеводородов.

- росте проницаемости наноразмерных флюидопроводящих каналов, преимущественно, в околоскважинном объеме продуктивного пласта за счет осуществления карбонизации углеводородов, в результате которой на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов формируется нанопоровое углеродное покрытие, позволяющее флюидам перемещаться по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, имеющим нанопоровое углеродное покрытие, практически, без сопротивления на трение и, примерно, в 10-30 раз быстрее, чем по «конвенциональным» наноразмерным флюидопроводящим каналам, не имеющих такого нанопорового углеродного покрытия.

Органические кислоты и проницаемость.

В заявленной группе изобретений в процессе конверсии (пиролиз/гидропиролиз) керогена из него образуются органические кислоты (до 2% от всей массы керогена; мас. %), которые растворяют карбонаты и алюмосиликаты. Дополнительно в некоторых РАВ присутствует СО и CO2, которые частично в продуктивном пласте преобразуются в угольную кислоту, также растворяющую карбонаты и алюмосиликаты, что обеспечивает увеличение межгранулярной проницаемости продуктивного пласта.

Окислитель.

В заявленной группе изобретений в качестве окислителя,

преимущественно, используется пероксид водорода (H2O2), но также может быть использован озон (O3), кислород (O2) и/или воздух, или воздух, обогащенный кислородом (содержание кислорода до 50%) а также азотная кислота (HNO3) и различные нитраты.

Сверхкритическая вода (СК-вода), ультра-сверхкритическая вода (УСК-вода), мультикомпонентный псевдо-сверхкритический флюид (МПСК-флюид) и мультикомпонентный псевдо-ультра-сверхкритический флюид (МПУСК-флюид).

В заявленной группе изобретений под критическим состоянием вещества следует понимать такое состояние, при котором исчезает различие (и граница) между его жидкой и паровой/газообразной фазами. Это состояние наступает при критической температуре и критическом давлении, которым соответствует так называемая критическая плотность (р) вещества.

Понятие критических параметров применяют для чистых веществ, например для воды, индивидуальных газов и индивидуальных углеводородов. Для их смесей понятия критических параметров, критического и сверхкритического состояния заменяют понятиями псевдо-критических параметров, псевдо-критического и псевдо-сверхкритического состояния или псевдо-ультра-сверхкритического состояния. В заявленной группе изобретений в качестве рабочего агента используются как чистые вещества, например, вода, так и сложные смеси различных веществ, находящиеся в ультра-сверхкритическом, сверхкритическом, псевдо-ультра-сверхкритическом и псевдо-сверхкритическом состоянии. В термодинамике нет таких понятий как «ультра-сверхкритические» или «продвинутые сверхкритические» параметры. Это профессиональный сленг, используемый техническими специалистами для того, чтобы обозначить технологические режимы с параметрами выше тех, которые принято называть «сверхкритическими». Типичный диапазон сверхкритических параметров - давление от 24,5 до 28,5 МПа при температуре от 374°C до 580°C. Американский Исследовательский Институт Электроэнергетики (ERPI) называет ультра-сверхкритическими такие паровые циклы, где пар прогревается до температуры более 593°C. В заявленной группе изобретений вода, имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°C называется водой в ультра-сверхкритическом состоянии или ультра-сверхкритической водой, а смесь флюидов, имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру 593°C называется мультикомпонентным флюидом в псевдо-ультра-свехкритическом состоянии или мультикомпонентным псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом.

Подготовка продуктивного пласта.

Подготовка продуктивного пласта предшествует термохимическому воздействию на продуктивный пласт.

Основной целью подготовки продуктивного пласта является максимально возможное увеличение проницаемости продуктивного пласта на микро, мезо и макроуровне для повышения эффективности термохимического воздействия, что предполагает: повышение способности продуктивного пласта принимать рабочие агенты воздействия (РАВ) №II. и РАВ №II.А; увеличение площади контакта продуктивного пласта с инжектируемыми в продуктивный пласт рабочими агентами воздействия (РАВ) №II. и РАВ №II.А; увеличение объема свободного внутрипластового порового/флюидопроводящего пространства за счет роста межгранулярной, органической и трещиноватой пористости.

Экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде.

В заявленной группе изобретений экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде и/или в ультра-сверхкритической воде, и/или в псевдо-сверхкритическом флюиде (например, смесь H2O и CO2), и/или в псевдо-ультра-сверхкритическом флюиде в присутствии окислителя, в первую очередь используется в продуктивном пласте для осуществления внутрипластовых тепловых взрывов с целью интенсификации естественной макротрещиноватости и индуцирования новой макротрещиноватости, а также используется на забое скважины для генерации высокотемпературного псевдо-ультра-сверхкритического флюида (РАВ №II.А), имеющего температуру до 800°C, для осуществления частичной внутрипластовой газификации углеводородов. Во вторую очередь, тепло, выделяемое в результате осуществления этой реакции, как в продуктивном пласте, так и на забое скважины используется на нагрев вмещающей горной породы и содержащихся в ней внутрипластовых углеводородов (сопутствующий, но не главный эффект). Использование экзотермической реакции окисления органических соединений в продуктивном пласте в заявленной группе изобретений существенно отличается от использования экзотермической реакции окисления органических соединений в продуктивном пласте в изобретении, известном из патента РФ №2403383, в котором экзотермическая реакция окисления органических соединений в продуктивном пласте используются, в первую очередь, для нагрева продуктивного пласта за счет окисления (внутрипластового сжигания) значительного количества содержащихся в нем углеводородов, преимущественно, в форме керогена. В заявленной группе изобретений, в отличие от известного способа, использующего низкоскоростные самопроизвольные экзотермические реакции окисления органических соединений в неподготовленном продуктивном пласте, реализуются высокоскоростные экзотермические реакции окисления органических соединений в предварительно подготовленном продуктивном пласте, а именно, в сверхкритической воде или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии окислителя, которыми насыщено поровое пространство и/или флюидопроводящие каналы продуктивного пласта, и в котором создана водная сверхкритическая или водная псевдо-сверхкритическая реакционная среда. Использование экзотермической реакции окисления органических соединений на забое скважины также существенно отличается от способа использования экзотермической реакции окисления органических соединений на забое скважины в группе изобретений, известных из патента РФ №2576267, в котором экзотермическая реакция окисления органических соединений на забое скважины используется для минимально необходимого донагрева рабочего агента до температуры не более 480°C, который используется для нагрева продуктивного пласта. В заявленной группе изобретений экзотермическая реакция окисления органических соединений на забое скважины используется, в первую очередь, для генерации высокотемпературного псевдо-ультра-сверхкритического флюида (РАВ №II.А), имеющего температуру до 800°C, для осуществления частичной внутрипластовой газификации углеводородов и лишь, во вторую очередь, тепло, выделяемое в результате осуществления этой реакции на забое скважины, используется для повышения температуры продуктивного пласта.

Отбор молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.

В заявленной группе изобретений, после завершения циклического теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, отбор молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, а именно, облагороженной нефти низкопроницаемых пород, облагороженной битуминозной нефти и сгенерированных из керогена и битуминозной нефти синтетических углеводородов, осуществляется через зоны продуктивного пласта с измененной повышенной проницаемостью в режиме фонтанирования скважины.

Отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины возможен благодаря:

- реэнергизации продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты, окруженной низкопроницаемой «оболочкой» и низкопроницаемой горной породой;

- наличию в продуктивном пласте (в «ядре») искусственно сформированной объемной и объединенной флюидопроводящей системы, - росту проницаемости продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты;

- предупреждению компакции продуктивного пласта за счет поддержания в продуктивном пласте (в «ядре») внутрипластового давления минимум на 2-3 МПа выше гидростатического и максимум до 45-50 МПа;

- уменьшению величины степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов за счет дробления крупных молекул углеводородов на более мелкие (термический крекинг, крекинг в СК-воде и гидрокрекинг в присутствии водорода или катализаторов, - доноров водорода);

- десорбции молекул углеводородов с внутренней поверхности флюидопроводящих каналов, в результате чего увеличивается их толщина/сечение и пропускная способность;

- необратимому снижению вязкости и плотности битуминозной нефти, нефти низкопроницаемых пород и внутрипластовой генерации синтетической нефти высокого качества из керогена и битуминозной нефти, обладающих более высокой подвижностью по сравнению с внутрипластовыми углеводородами в их естественном состоянии в продуктивном пласте, который не подвергался тепловому и/или термохимическому воздействию;

- генерации синтетической нефти из керогена, объем которой, примерно, на 30% превышает объем керогена, из которого она была сгенерирована;

- внутрипластовой газификации углеводородов (с тонной отобранной нефти отбирается, примерно, 380 м3 углеводородных газов + значительное большее количество иных газов, преимущественно CO2);

- внутрипластовой генерации значительного количества CO2;

- уменьшению плотности и увеличению объема отбираемого из продуктивного пласта углеводородосодержащего флюида при незначительном снижении его температуры и существенном снижении внутрипластового/внутрипорового давления. Так, например, при Т=450°C и Р=45 МПа вода имеет плотность 343 кг/м3; при Т=420°C и Р=32 МПа ее плотность снижается до 246 кг/м3, а объем возрастает в 1,39 раз. Примерно то же самое происходит и с диоксидом углерода, и с другими флюидами. Так, например, плотность CO2 при Т=450°C и Р=45 МПа составляет 304 кг/м3; при Т=420°C и Р=32 МПа плотность уменьшается до 236 кг/м3, а объем возрастает в 1,28 раза. Таким образом, в заявленной группе изобретений в процессе отбора углеводородосодержащего флюида из продуктивного пласта в силу указанных причин (значительное снижение давления углеводородосодержащего флюида при незначительном понижении его температуры) самоформируется внутрипластовый вытесняющий напорный режим, дополнительно реэнергизирующий продуктивный пласт именно в процессе отбора из него высокотехнологичной нефти и, тем самым, дополнительно обеспечивающий функционирование режима фонтанирования скважины;

- отбору углеводородосодержащего флюида через разогретые зоны продуктивного пласта с улучшенной увеличенной проницаемостью, в том числе и за счет осуществления карбонизации углеводородов, в результате которой на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов формируется нанопоровое углеродное покрытие; и

- дополнительному нагреву в НКТ отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти (повышение ее мобильности за счет уменьшения вязкости) в процессе ее дополнительного частичного облагораживания при доставке с забоя скважины на ее дневную поверхность.

Реэнергизация продуктивного пласта.

Реэнергизация продуктивного пласта в заявленной группе изобретений означает максимально возможное повышение внутрипластового давления - внутренней энергии продуктивного пласта, преимущественно, в «ядре» высокотемпературной внутрипластовой реторты. Высокая степень реэнергизации продуктивного пласта достигается за счет того, что продуктивные пласты баженовской свиты имеют очень низкую естественную проницаемость, а само «ядро» внутрипластовой реторты окружено объемной низкопроницаемой «оболочкой», проницаемость которой еще ниже, чем естественная низкая проницаемость продуктивного пласта. Таким образом, процесс реэнергизации продуктивного пласта за счет осуществления циклического теплового и/или термохимического воздействия образно можно сравнить, например, с процессом надувания камеры футбольного мяча. Именно низкопроницаемая «оболочка» внутрипластовой реторты (его «ядра»), объемно заключенная в продуктивном пласте с низкой естественной проницаемостью, не позволяет инжектированным в продуктивный пласт РАВ быстро рассеиваться в более отдаленные области продуктивного пласта или за его пределы, что, в конечном итоге, позволяет в течение относительно продолжительного времени концентрированно сохранять высокое давление в ограниченном внутрипластовом объеме - в «ядре» внутрипластовой реторты и, таким образом, достигать высокой степени реэнергизации «ядра» внутрипластовой реторты, как некоторой части продуктивного пласта, в котором реализуются комплексные процессы внутрипластового каталитического ретортинга.

Молекулярная блокировка и уменьшение степени интенсивности молекулярной блокировки.

Под молекулярной блокировкой в заявленной группе изобретений подразумевается процесс блокировки наноразмерных пор и флюидопроводящих каналов продуктивного пласта крупными молекулами углеводородов. Так, например, большие молекулы асфальтенов, имеющие радиус от 10 до 15 нанометров, вполне способны полностью заблокировать микро и мезофлюидопроводящие каналы и в значительной степени закольматировать макрофлюидопроводящие каналы продуктивного пласта. Именно поэтому дробление крупных молекул внутрипластовых углеводородов на более мелкие в процессе теплового и/или термохимического воздействия с участием сверхкритической воды и/или псевдо-сверхкритического флюида на основе сверхкритической воды является одной из главных задач. Более того, в пористой структуре керогена, на внутренней поверхности закрытых округлых и щелевых пор и флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы присутствуют адсорбированные молекулы жидких и газообразных углеводородов, часто формирующих углеводородную нанопленку толщиной в несколько нанометров/несколько молекул. Десорбция таких адсорбированных углеводородов увеличивает проходное сечение флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы.

Снижение степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов обеспечивается в процессе теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт за счет:

- уменьшения количества микро и мезофлюидопроводящих каналов и увеличения числа макрофлюидопроводящих каналов с их закреплением нанопроппантом;

- дробления крупных молекул внутрипластовых углеводородов в сверхкритической водной среде (сверхкритическая вода - донор водорода) или в водосодержащем псевдо-сверхкритическом флюиде, в том числе, и в присутствии водорода и наноразмерных катализаторов, являющихся донорами водорода;

- термохимической десорбции углеводородной нанопленки, состоящей из нескольких слоев молекул жидких и газообразных углеводородов с внутренней поверхности закрытых округлых и щелевых пор и внутренней поверхности флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы продуктивного пласта.

Внутрипластовая высокотемпературная гидротермальная каталитическая карбонизация углеводородов.

В заявленной группе изобретений для повышения скорости движения флюидов по наноразмерным флюидопроводящим каналам и для увеличения проницаемости продуктивного пласта, в целом, в ходе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов и высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов (Т процессов от 750°C до 800°C и выше) реализуется процесс термодеструкции углеводородов или иначе процесс высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации внутрипластовых углеводородов, включая кероген, в результате которой внутри наноразмерных флюидопроводящих каналов из них (внутрипластовых углеводородов, включая кероген) формируется нанопористый углерод, покрывающий в форме углеродной нанопленки внутреннюю поверхность наноразмерных флюидопроводящих каналов продуктивного пласта, преимущественно, в околоскважинном объеме продуктивного пласта на расстоянии (радиус) от 8-ми до 10-ти метров от скважины.

Из современного уровня развития техники известно, что различные флюиды (например: вода (H2O), декан (C10H22), этанол (С2Н5ОН) и октаметилциклотетрасилоксан (C8H24O4Si4) (ОМЦТС)) перемещаются по углеродным нанотрубкам (Carbon Nanotubes, - CNT) со скоростью на 1-3 порядка выше, чем по наноразмерным флюидопроводящим каналам, не имеющих нанопористого углеродного покрытия [6] (Источник [6]: Ultralow Liquid/Solid Friction in Carbon Nanotubes: Comprehensive Theory for Alcohols, Alkanes, OMCTS, and Water. Kerstin Falk, Felix Sedlmeier, Laurent Joly, Roland R. Netz, and Bocquet. LPMCN, de Lyon, UMR 5586 Lyon 1 et CNRS, F-69622 Villeurbanne, France. Physik Department, Technische , 85748 Garching, Germany. Fachbereich Physik, Freie Berlin, 14195 Berlin, German. dx.doi.org/10.1021/la3029403 | Langmuir 2012, 28, 14261-14272. 2012.).

Новым является то, что в заявленной группе изобретений нанопористое углеродное покрытие в форме нанопористой углеродной пленки формируется преднамеренно и целенаправленно на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов за счет высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации углеводородов, осуществляемой в процессе реализации внутри наноразмерных флюидопроводящих каналов внутрипластовых тепловых взрывов и/или за счет осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов, когда температура, названных выше процессов составляет от 750°C до 800°C и выше. Наибольшая плотность такого искусственно индуцированного нанопористого углеродного покрытия на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов присутствует в околоскважинном объеме продуктивного пласта и такое нанопористое углеродное покрытие позволяет различным флюидам перемещаться по наноразмерным флюидопроводящим каналам с таким нанопористым углеродным покрытием с минимальным трением и высокой скоростью, что, в целом, приводит к увеличению КИН и росту объемов отбора высокотехнологичной нефти из продуктивного пласта. Таким образом, благодаря процессу высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации углеводородов, включая асфальтены и кокс, в околоскважинном объеме продуктивного пласта формируется подсистема высокоскоростных флюидопроводящих «каналов-магистралей», по которым флюиды перемещаются, как из скважины вглубь продуктивного пласта, так и из продуктивного пласта в скважину с повышенной скоростью и минимальным сопротивлением на трение. Присутствие в околоскважинном объеме продуктивного пласта каталитического нанопроппанта, например, в форме наночастиц оксидов железа («каталитический пояс/фильтр») повышает эффективность процесса карбонизации внутрипластовых углеводородов, -формирования нанопористого углеродного покрытия на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов. В целом же, описанный выше нанотехнологический феномен, - позволяющий флюидам перемещаться в околоскважинном объеме продуктивного пласта по наноразмерным флюидопроводящим каналам с нанопористым углеродным покрытием с повышенной скоростью и с минимальным сопротивлением сравним с увеличением эффективного радиуса скважины без создания депрессии на продуктивный пласт, что исключает реализацию негативного сценария процесса компакции продуктивного пласта.

Диоксид углерода (CO2).

В заявленной группе изобретений принудительная закачка CO2 с дневной поверхности скважины с использованием компрессорных систем высокого давления в продуктивный пласт не осуществляется, но для реализации способа используется углекислый газ в сверхкритическом состоянии (СК-CO2). Для его генерации в заявленной группе изобретений могут быть применены три субтехнологии.

По первой субтехнологии (Способ скважинной генерации СК-CO2 №1) СК-CO2 является одним из продуктов осуществления на забое скважины - в ее подпакерном пространстве экзотермической реакции окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя и СК-CO2 является одним из компонентов РАВ №II.А.

По второй субтехнологии (Способ наземной генерации СК-CO2 №2) осуществляется: а) генерация СК-CO2 и иных газов в наземном реакторе риформинга органических соединений и СК-CO2 является одним из компонентов РАВ №II. и б) генерация СК-CO2 за счет окисления метанола или нефти, или смеси нефти и метанола в сверхкритической воде в наземном реакторе окисления органических и неорганических соединений (РАВ №I.Г.).

По третьей субтехнологии (Способ внутрипластовой генерации СК-CO2 №3) СК-CO2 генерируется в процессе внутрипластового пиролиза и преимущественно гидропиролиза керогена с использованием РАВ №I, I.A, I.Б, II, II.А, I.B и IV.

Так, например, еще 1992 году М. Lewan [2] (Источник [2]: Water as а source of hydrogen and oxygen in petroleum formation by hydrous pyrolysis. Lewan, M. D. Am. Chem. Soc. Div. Fuel Chem. 37, 1643-1649. 1992.), исследуя феномен значимости воды, как причины более высокой эффективности гидропиролиза керогена по сравнению с «сухим» пиролизом, отметил, что в результате докритической (350°C) гидропиролизации керогена II Типа из формации Вудфорд (США) образуется значительное количество CO2. Так, в результате гидропиролизации 400 г кусков керна, содержавших около 25 г керогена (6,25 мас. %) было сгенерировано 0,24 моль CO2 (10,5624 г). Конечно же, сколько CO2 может быть сгенерировано в баженовском продуктивном пласте зависит от множества факторов и в каждом конкретном случае, но, в самом общем виде, возможно допустить, что, например, при 10-ти процентном содержании керогена (S2=10 мас. %), что не редкость для продуктивных пластов баженовской свиты, в результате его внутрипластовой гидропиролизации может быть сгенерировано до 80-90 кг CO2 на 1 м3 продуктивного пласта, некоторая часть которого после доставки на дневную поверхность скважины, может быть использована для выполнения углекислотных многостадийных ГРП или для закачки в продуктивные пласты месторождений традиционной/конвенциональной нефти. Значимость этого процесса признается и современными исследователями [3] (Источник [3]: Correlating Petrophysical Calculations from Density Logs to Production Trends in the Elm Coulee Field, Montana. Colton Mall. Montana Tech of the University of Montana. 2015.). Внутрипластовая генерация такого количества СК-CO2 является, помимо всего прочего, еще и мощнейшим инструментом процесса реэнергизации продуктивного пласта, без чего эффективная и рентабельная добыча углеводородов из баженовской свиты невозможна. Так, например, при термобарических условиях внутрипластовой реторты, формируемой основным термохимическим воздействием заявленного способа (Т до 450°C; Р до 45 МПа и ρ (СК-CO2)=304,75 кг/м3), например, 80 кг СО2 займут в продуктивном пласте объем равный 0,265 м33 при средней величине пустотной пористости продуктивных пластов баженовской свиты равной 0,06 м33 или в 4,4 раза больший объем, чем средний объем пустотной пористости продуктивных пластов баженовской свиты. Таким образом, потенциально, вся высокотехнологичная нефть может быть 3,4 раза (один объем останется в продуктивном пласте) полностью вытеснена сгенерированным СК-CO2 из продуктивных пластов баженовской свиты в скважину (обоснование высокого КИН). Более того, СК-CO2 растворяется в жидких углеводородах и при этом они увеличиваются в объеме до 1,5 раз, - разбухают, что усиливает реэнергизацию продуктивного пласта в его внутрипластовой реторте. Полное растворение СК-CO2 в углеводородах проще достижимо, чем растворение в жидких углеводородах, например, СК-метана (СК-СН4). В равных пластовых условиях метан имеет большее минимальное давление полной смесимости (МДПС) по сравнению с CO2 при Т=110°C МДПС метана равно, примерно, 36-37 МПа, а CO2, примерно, - 18-19 МПа. Также весьма существенно разнится и их плотность. При внутрипластовом давлении 37 МПа и Т=110°C плотность CO2 равна 701 кг/м3, а метана, - 165,9 кг/м3. Это означает, что, занимая меньший объем СК-CO2 может полностью смешиваться с нефтью низкопроницаемых пород, практически, без повышения температуры продуктивного пласта или при незначительном ее повышении, что, в свою очередь, означает, что полное растворение/смешение СК-CO2 может происходить в макротрещинах на значительном расстоянии от забоя скважины, и это повышает текучесть нефти низкопроницаемых пород в отдаленных зонах продуктивного пласта и позволяет извлекать ее из самых отдаленных участков продуктивного пласта через систему интенсифицированных микро, мезо и макро нанофлюидопроводящих каналов.

Дополнительно также следует отметить, что присутствие в сверхкритической воде водорода и диоксида углерода подавляет процесс образования кокса, который в чистой сверхкритической воде при частичном облагораживании, например, битума (термобитума) начинается при температуре 420°C, а в сверхкритической воде, насыщенной водородом и диоксидом углерода процесс коксообразования начинается при температуре 470-480°C и при этом в результате частичного облагораживания битума в простой чистой сверхкритической воде кокса образуется больше, чем в результате частичного облагораживания битума в сверхкритической воде, насыщенной водородом и диоксидом углерода, которая является по своей форме псевдо-сверхкритическим флюидом.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ).

В заявленной группе изобретений для уменьшения величины поверхностного натяжения на поверхности раздела термодинамических фаз и дробления микрокапель нефти используются ПАВ, входящие в группы, как гидрофильных, так и гидрофобных ПАВ. Концентрации ПАВ в рабочем агенте в форме воды в докритическом состоянии и конкретный композиционный состав, используемых в заявленном способе заявленного изобретения рецептов ПАВ, формулируются для каждого месторождения отдельно в зависимости от физико-химических свойств внутрипластовых углеводородов, химического и минералогического состава вмещающей горной породы и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта.

Рабочий агент в форме воды в докритическом состоянии, насыщенный ПАВ, используется для низкотемпературного воздействия на продуктивный пласт, которое предшествует тепловому и/или термохимическому воздействию.

Тепловой удар по продуктивному пласту и термический гидроуглекислотный разрыв продуктивного пласта (ТГУРПП).

В заявленной группе изобретений для осуществления теплового удара по продуктивному пласту используется псевдо-ультра-сверхкритический флюид РАВ №II.А (СК-H2O + СК-CO2; при Т=800°C и Р=50 МПА и при 10% содержании СК-CO2 в СК-H2O плотность псевдо-сверхкритического флюида составляет 108,67 кг/м3), имеющий при вхождении в продуктивный пласт температуру до 800°C. В продуктивном пласте при взаимодействии РАВ №II.А с внутрипластовым псевдо-сверхкритическим флюидом (СК-H2O + СК-CO2 + СК-углеводороды + СК-не углеводородные газы и т.д.) температура последнего мгновенно возрастает и, соответственно, мгновенно увеличивается его объем. Дополнительно интенсифицируется процесс генерации синтетических углеводородов, преимущественно, сингаза (водорода, диоксида углерода, метана и монооксида углерода) из керогена, битуминозной нефти и нефти низкопроницаемых пород, что результируется в осуществление в продуктивном пласте множественных автофлюидоразрывов продуктивного пласта и ведет к росту газового фактора. В заявленной группе изобретений тепловые удары по продуктивному пласту организуются и осуществляются в конце любого цикла воздействия на продуктивный пласт и/или перед началом его деэнергизации и после завершения деэнергизации продуктивного пласта перед началом осуществления каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла и, соответственно, исключая первый цикл воздействия на продуктивный пласт, а также в процессе осуществления основного воздействия на продуктивный пласт. Целью осуществления теплового удара по продуктивному пласту при завершении какого-либо цикла воздействия является кратковременная максимизация увеличения проницаемости продуктивного пласта и его дополнительная, возможно более мощная, но кратковременная реэнергизация. Целью осуществления теплового удара в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла, является, преимущественно, восстановление и увеличение проницаемости продуктивного пласта, которая была несколько снижена за счет его компакции в процессе его деэнергизации - в процессе отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования скважины.

Тепловой удар является термическим гидроуглекислотным разрывом продуктивного пласта. ТГУРПП по своей эффективности превосходит ГРП, так как выполняется с использованием высокотемпературного РАВ (до 800°C) и в уже нагретом до температуры 350-450°C продуктивном пласте, в котором в ходе предыдущего цикла воздействия уже были сформированы многочисленные открытые микро, мезо и макрофлюидопроводящие каналы, являющимися каналами входа РАВ №II.А в продуктивный пласт для осуществления в нем ТГУРПП, - индуцирования в продуктивном пласте многочисленных, преимущественно, макротрещин/макрофлюидопроводящих каналов за счет активного использования открых и связанных между собой микро/мезо и макротрещин уже существующих в продуктивном пласте.

В заявленной группе изобретений после завершения ТГУРПП в микро/мезо и макротрещины продуктивного пласта для их закрепления может быть введен нанопроппант или каталитический нанопроппант путем использования, например, РАВ №I.B.

Проточный трубчатый реактор.

В заявленной группе изобретений проточным трубчатым реактором является система, состоящая из НКТ с теплоизоляцией и расположенной коаксиально внутри НКТ безмуфтовой трубой. Длина проточного трубчатого реактора может составлять от 100 до 4000 метров. В проточном трубчатом реакторе осуществляются, преимущественно, четыре основных процесса:

- процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые ранее в продуктивном пласте не были молекулярно модифицированы и не были частично облагорожены;

- процесс дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые ранее в продуктивном пласте в результате осуществления теплового или термохимического воздействия уже были молекулярно модифицированы и облагорожены;

- процесс дополнительного производства наноалмазов (основной процесс производства наноалмазов осуществляется в продуктивном пласте) из отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые не были ранее молекулярно модифицированы или облагорожены в продуктивном пласте, или из отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые в продуктивном пласте были ранее молекулярно модифицированы и уже частично облагорожены;

- процесс генерации сингаза, включая водород для дополнительного гидрирования/гидрогенизации отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти.

Подготовка воды.

Под подготовкой воды в установке для подготовки воды следует понимать комплексную подготовку воды, которая заключается, преимущественно, в очистке воды от механических примесей (нанодисперсных механических примесей) и ее предварительный нагрев до температуры от 40°C (ρ=1013 кг/м3) до 80°C (ρ=992 кг/м3) при давлении до 50 МПа.

Геотермальный накопитель тепловой энергии и геотермальная декомиссия (выведение из эксплуатации) нефтяной скважины.

В заявленной группе изобретений в процессе теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт внутри продуктивного пласта формируется искусственная высокотемпературная внутрипластовая реторта нагретая, в среднем, до температуры 400°C, объем которой в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта и его толщины, может составлять от 1-го до 10-ти миллионов кубических метров. При этом, в зависимости от содержания керогена в продуктивном пласте для ее нагрева до такой температуры (400°C) в продуктивный пласт вносится значительное количество энтальпии. Так, при среднем содержании керогена в продуктивном пласте равным 10 мас. % для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до 400°C требуется внесение в продуктивный пласт энтальпии равной 1239417,155 кДж/м3 продуктивного пласта, а при 20-ти мас. % содержании керогена в продуктивном пласте, - 1071950,811 кДж/м3 продуктивного пласта. Таким образом, искусственно сформированная высокотемпературная внутрипластовая реторта является накопителем тепловой «искусственной» геотермальной энергии. В заявленной группе изобретений после окончания осуществления теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт и завершения отбора из него экономически целесообразной к отбору высокотехнологичной нефти в продуктивный пласт, а именно в высокотемпературную внутрипластовую реторту, осуществляют закачку теплой воды, которая при соприкосновении с горячей горной породой продуктивного пласта нагревается и затем извлекается на дневную поверхность и, таким образом, нефтяная скважина переводится в режим работы геотермальной скважины концепции «Улучшенной геотермальной системы» (Enhanced Geothermal System, - EGS). Бывшая нефтяная скважина, а теперь геотермальная скважина может работать в циклическом режиме или в режиме заводнения, но тогда создается система из двух геотермальных скважин, одна из которых является нагнетательной, а другая, - добывающей. В нагнетательную скважину закачивают теплую воду, которая, проходя по наноразмерным флюидопроводящим каналам внутрипластовой высокотемпературной реторты, нагревается и далее отбор высокотемпературной воды (от 400 до 100°C) в сверхкритическом состоянии, в форме перегретого пара, влажного пара или в форме горячей воды осуществляется через добывающую скважину. Далее, отработанную на дневной поверхности скважину теплую воду (30°C), отдавшую большую часть своего тепла, затем опять закачивают в нагнетательную скважину. Вместе с нагретой водой из внутрипластовой высокотемпературной реторты так же отбирается и остаточная нефть, извлечение которой теперь является опять экономически целесообразным. Действуя предложенным способом, помимо дополнительно извлекаемой остаточной нефти, из внутрипластовой высокотемпературной реторты может быть рекуперировано до 50% ранее внесенной в нее энтальпии, или, примерно, 500000 кДж/м3, или, примерно, 138,8 кВт/час тепловой энергии/м3 продуктивного пласта. Если объем внутрипластовой высокотемпературной реторты составляет 5 млн. м3, то такая декомиссуемая скважина произведет за период декомиссии 694 тысячи МВт/час тепловой энергии. Предложенный подход геотермальной декомиссии нефтяной скважины, имеющей искусственно сформированную высокотемпературную внутрипластовую реторту, позволяет максимально повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) и существенно улучшить экономику проектов по добыче неконвенциональных углеводородов из нефтеносных сланцевых плеев с использованием заявленного теплового и термохимического способа воздействия на продуктивные нефтекерогеносодержащие пласты. Произведенная тепловая геотермальная энергия может быть использована для выработки электрической энергии или обогрева жилых помещений, промышленных предприятий, включая тепличные комплексы.

Технологический комплекс, используемый для реализации заявленного способа, включает установку 2 для подготовки воды. Выход установки 2 связан с входом наземного генератора 4 ультра-сверхкритической воды (генератор). В зависимости от выполняемой технологической операции при реализации способа комплекс может иметь различную конфигурацию.

Под изменением конфигурации в настоящей заявке понимается подключение или отключение узлов и агрегатов технологического комплекса посредством запорно-регулирующей арматуры в зависимости от выполняемых им (комплексом) операций по осуществлению заявленного способа.

Так, для осуществления низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт технологический комплекс имеет конфигурацию, при которой с выходом установки 2 для подготовки воды связан вход генератора 4, а выход генератора 4 связан с первым входом первого смесителя 6, ко второму входу которого подключена емкость 8 для ПАВ (Фиг. 5.). Позицией 10 на данной фигуре обозначен забой скважины 11, размещенная в скважине НКТ обозначена позицией 12, а продуктивный пласт - позицией 14. Забойный термостойкий пакер обозначен позицией 15, а заколонный термостойкий пакер - позицией 16. Выход первого смесителя 6 подсоединен к НКТ 12.

Для осуществления низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта (Фиг. 6.) от второго входа смесителя 6 отключают емкость 8 и подключают ко второму входу смесителя 6 емкость 18 для композиции «ПАВ-НАНОКСИД». Выход смесителя 6 подведен к НКТ 12.

Для осуществления кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 7.) смеситель 6 отсоединяют от генератора 4. В полости НКТ размещают безмуфтовую трубу 25, которую соединяют с емкостью 23 для холодной воды, насыщенной кислотой или кислотными эмульсиями. Выход генератора 4 соединяют с входом НКТ 12.

Для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 8.) от трубы 25 отсоединяют емкость 23.

Для осуществления в забое внутрипластовых тепловых взрывов комплекс конфигурируется в соответствии с Фиг. 9, на которой показано соединение безмуфтовой трубы 25 с емкостью 29 для окислителя.

Для осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде (Фиг. 10.), емкость 34 для органических соединений соединяют с блоком 36 обогащения органическими соединениями наземного реактора 37 риформинга органических соединений, к которому подсоединяют выход генератора 4. Выход реактора 37 соединяют с входом НКТ 12.

Для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 11.) на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов, к безмуфтовой трубе 25 подсоединяют емкость 29 для окислителя.

Для осуществления термо-каталитического воздействия (Фиг. 12.) на продуктивный пласт, к безмуфтовой трубе подсоединяют емкость 44 для холодной воды, насыщенной наноразмерным катализатором, а выход генератора 4 соединяют с НКТ 12.

Для осуществлении водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта (Фиг. 13) генератор 4 соединяют с реактором окисления 48, который также соединяют с емкостью 49 для насыщенного коллоидного раствора холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси, а выход реактора 48 соединяют с НКТ 12.

Для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 14.) генератор 4 соединяют с первым входом второго смесителя 63, второй вход которого соединен с емкостью 64 для окислителя. Первый вход реактора окисления 48 связан с выходом второго смесителя 63, а второй - с емкостью 69 для метанола, нефти или смеси нефти и метанола. Реактор окисления 48 соединяют с НКТ 12.

В процессе доставки ВРА №1.В. 70 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ВРА №1.Б. 70 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА №1.Б. 70 трансформируется в РАВ №I.Г. 71 и является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода и остаточными нефтью или метанолом или смесью остаточных нефти и метанола или псевдо-сверхкритическим флюидом, состоящим из воды, диоксида углерода, а также остаточной нефти или метанола, или смеси остаточной нефти и остаточного метанола 71. РАВ №I.Г. 71 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт 14.

Отличительной от наиболее близкого аналога особенностью заявленного технологического комплекса является возможность одновременного использования наземного генератора ультра-сверхкритической воды 4, реактора риформинга органических соединений 37 и реактора окисления органических и неорганических соединений 48, что позволяет одновременно генерировать ультра-сверхкритическую воду (U-SCW, - Ultra-Supercritical Water), осуществлять газификацию (как наиболее полную, так и частичную) органических соединений (SCWG, - Supercritical Water Gasification) и окисление (как наиболее полное, так и частичное), как органических (например, метанол), так и неорганических (например, металлов) соединений/веществ (SCWO, - Supercritical Water Oxidation).

Другой не менее значимой особенностью является скважинная трубная конфигурация технологического комплекса, суть которой заключается в том, что безмуфтовая труба 25 без изоляции размещается коаксиально внутри теплоизолированной НКТ 12. Такое решение позволяет максимально эффективно использовать ограниченное внутрискважинное пространство и доставлять на забой 10 скважины 11 одновременно несколько компонентов. Например, по НКТ 12 на забой скважины 10 может доставляться сверхкритическая вода, насыщенная метанолом, а по безмуфтовой трубе 25 на забой 10 скважины 11 одновременно может доставляться окислитель. При этом в процессе доставки на забой 10 скважины 11 окислитель нагревается и уже в безмуфтовой трубе 25 переходит в сверхкритическое состояние.

Безмуфтовую трубу 25 можно вводить и выводить из скважины без извлечения НКТ 12 из скважины 11. Это позволяет повысить эффективность эксплуатации заявленного технологического комплекса и сократить время простоя скважины.

Используемая в технологическом комплексе компоновка

продуктопровода «труба в трубе» - безмуфтовая труба 25, расположенная коаксиально внутри НКТ 12, по-сути, является проточным реактором трубчатого типа, имеющего длину от 100 до 4000 метров. Такой проточный реактор трубчатого типа позволяет осуществлять два значимых процесса: процесс экзотермического окисления органических соединений в сверхкритической воде (SCWO, - Supercritical Water Oxidation) в присутствии окислителя для генерации псевдо-ультра-сверхкритического флюида внутри НКТ и/или в подпакерной зоне скважины на забое скважины (Т до 800°C при Р до 50 МПа), и процесс дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и уже частично облагороженных в продуктивном пласте углеводородов в сверхкритической воде, водном сверхкритическом флюиде или псевдо-сверхкритическом флюиде (Supercritical Fluid Partial Upgrading, - SCFPU) за счет осуществления облагораживания углеводородов в сверхкритическом флюиде (Supercritical Fluid Upgrading, - SCFU), а также за счет каталитического облагораживания углеводородов в сверхкритическом флюиде в присутствии наноразмерных катализаторов, преимущественно, в молекулярной и ионной форме, но, не исключая возможности использования катализатора в форме наночастиц металлов или их оксидов (Supercritical Fluid Catalytic Upgrading, - SCFCU) и за счет гидрооблагораживания углеводородов в сверхкритическом флюиде в присутствии водорода (Supercritical Fluid Hydro Upgrading, - SCFHU).

Весьма важно, что в зависимости от условий добычи и целей воздействий на продуктивный пласт безмуфтовая труба может располагаться:

- полностью внутри НКТ и ее нижний срез может находиться на расстоянии от 1 до 500 метров выше нижнего среза НКТ (Фиг. 4.А);

- расположение нижних срезов НКТ и безмуфтовой трубы могут совпадать (Фиг. 4.Б);

- нижний срез безмуфтовой трубы может находиться ниже на расстоянии от 1 до 100 метров от нижнего среза НКТ в случае использования вертикальной или направленно-наклонной скважины (Фиг. 4.В) или на расстоянии от 1 до 1000 метров от нижнего среза НКТ в случае использования горизонтальной скважины.

Безмуфтовая труба может свободно перемещаться в полости НКТ и менять свое положение в зависимости от условий добычи и целей воздействий.

С учетом того, что для реализации заявленного способа используются агрессивные рабочие агенты, такие как вода в ультра-сверхкритическом состоянии, вода в сверхкритическом состоянии, псевдо-ультра-сверхкритические флюиды, псевдо-сверхкритические флюиды и флюиды, насыщенные кислотами и кислотными эмульсиями, для изготовления узлов и агрегатов технологического комплекса необходимо использование титана, а также высоколегированных сталей и сплавов, обладающих повышенной коррозионостойкостью, жаропрочностью и жаростойкостью.

Блок генерации ультра-сверхкритической воды наземного генератора ультра-сврерхкритической воды наиболее целесообразно изготавливать из стали SS316, титана, никеля и сплавов: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617 В, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 и 740H.

Реактор риформинга органических соединений может быть изготовлен из стали SS316, титана, никеля и сплавов: никеля и меди, Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617 В, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 и 740H.

Реактор окисления может быть изготовлен из стали SS316, титана, никеля и сплавов: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617В, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 и 740H.

Для реализации заявленного способа НКТ должны быть изготовлены исключительно из титана. Такой выбор объясняется низкой плотностью титана (4,54 г/см3), высокой жаростойкостью (Т плавления ср. 1950 К) и коррозионостойкостью, а так же более низкой теплопроводностью (λ=19,6 Вт/(м*К), при К=1000) по сравнению с большинством марок сталей (λ=от 25 до 35 Вт/(м*К), при К=1000).

Герметичность механических соединений в присутствии одновременно высокой температуры и давления обеспечивается за счет использования металлов и сплавов с низкой температурой плавления, например, цинка (температура плавления 419,6°C), свинца (температура плавления 327,4°C), висмута (температура плавления 271,4°C), олова, (температура плавления 231,9°C) и сплава Хомберга (висмут + свинец + олово (по 33,3%); температура плавления 122°C).

Наземный генератор ультра-сверхкритической воды должен иметь мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит, как правило, из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт. В качестве топлива для наземного генератора ультра-сверхкритической воды помимо природного газа и очищенного попутного нефтяного газа может использоваться также и неподготовленный попутный нефтяной газ. В качестве нагревательного элемента наземного генератора ультра-сверхкритической воды наиболее целесообразно использовать нагревательный элемент, выполненный из высокопористого ячеистого материала (ВПЯМ), изготовленного, преимущественно, из оксида циркония, имеющего различную плотность пор на дюйм (PPI) от 10 до 100, или других подходящих материалов, установленный на перфорированной трубе, изготовленной из молибдена, по которой осуществляется подача топливной смеси, например, неподготовленного попутного нефтяного газа и воздуха, в нагревательный элемент, выполненный из ВПЯМ, имеющего различную плотность пор на дюйм, в качестве которого используют тугоплавкие металлы или сплавы.

Все узлы и агрегаты, используемые для компоновки Технологического комплекса, являются стандартными и их конструктивное выполнение не составляет предмета патентной охраны. Их соединение и управление или осуществляется с использованием стандартной запорно-регулирующей арматуры. Для специалистов понятно, что для инжектирования в продуктивный пласт рабочих агентов и отбора из него целевого продукта используется соответствующее стандартное насосно-компрессорное оборудование, которое в материалах заявки не раскрыто, но, несомненно, оно входит в состав технологического комплекса. Рабочие агенты приготавливаются известным образом.

Работа Технологического комплекса может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Заявленный способ, с использованием приведенного выше Технологического комплекса, осуществляют следующим образом.

Полный цикл осуществления заявленного способа с использованием технологического комплекса условно может быть разделен на несколько нижеследующих этапов, каждый из которых необходим для достижения указанного технического результата и для каждого из которых характерна своя последовательность операций, которая соблюдается в ходе осуществления цикла воздействия на продуктивный пласт.

Этап 1 (I.). Подготовка продуктивного пласта.

Этап 2. (II.) Основное воздействие на продуктивный пласт.

Этап 3. (III.) Дополнительное воздействие на продуктивный пласт в рамках этапа «Основное воздействие».

Этап 4. (IV.) Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием.

Этап 5. (V.) Перевод нефтяной скважины в режим работы геотермальной скважины, - геотермальная декомиссия нефтяной скважины.

Рассмотрим более подробно осуществление каждого этапа.

(I.) Подготовка продуктивного пласта осуществляется следующим образом.

(I.1.) Первой операцией данного этапа является осуществление низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 5). Для ее выполнения вода 1 подается в установку 2 подготовки воды, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 150 до 250°C (давление до 45 МПа) и трансформируется в воду 5, которая является ПРА №3. Полученный таким образом ПРА №3 в смесителе 6 смешивают с ПАВ 7, поступающим в смеситель 6 из емкости 8, в результате смешивания получают насыщенную ПАВ воду 9, которая является ВРА №3.А. ВРА №3.А по НКТ 12 доставляют на забой 10 скважины, в котором он трансформируется в РАВ №III 13, инжектируется в продуктивный пласт 14 и осуществляет на него низкотемпературное термохимическое воздействие. Проведение данной операции с использованием РАВ №III обеспечивает восстановление естественной трещиноватости и/или естественных флюидопроводящих каналов в околоскважинной зоне продуктивного пласта, а также увеличивает приемистость призабойной зоны скважины и предотвращает образование низкопроницаемой «оболочки» вокруг естественной трещиноватости и/или флюидопроводящих каналов в околоскважинной зоне.

(I.2.) Второй операцией данного этапа является осуществление низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с нанопроппантом (Фиг. 6.). Для ее выполнения вода 1 подается в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 150 до 250°C (давление до 45 МПа) и трансформируется в воду 5, которая является ПРА №3. Далее ПРА №3 в смесителе 6 смешивают с композицией «ПАВ-НАНОКСИД» 17, поступающей в смеситель 6 из емкости 18, в результате чего он трансформируется в воду 19, насыщенную «ПАВ-НАНОКСИД» 17, которая является ВРА №3.Б. 19.

Композиционный состав ВРА №3.Б: вода в докритическом состоянии; анионные ПАВ; наноразмерные частицы металлов или их оксидов, преимущественно, оксида железа (FeO, Fe2O3 и/или Fe3O4), которые являются как катализатором, так и наноразмерным проппантом.

В результате доставки на забой 10 скважины 11 по НКТ 12 ВРА №3.Б 19 при неизменном давлении его температура снижается, а плотность возрастает и он, таким образом, трансформируется в РАВ №III.А 20, который инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления низкотемпературного термохимокаталитического воздействия. Проведение данной операции с использованием РАВ №III.А, наряду с дополнительным увеличением приемистости призабойной зоны скважины за счет восстановления естественной трещиноватости и/или естественных флюидопроводящих каналов, обеспечивает их закрепление нанопроппантом.

Низкотемпературные термохимическое и термохимокаталитическое воздействия в целом, являются непродолжительными и осуществляются для увеличения приемистости призабойной зоны скважины, что позволяет, в частности, повысить эффективность последующего теплового и высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт. Используемые РАВ №III и №III.А при инжектировании в продуктивный пласт имеют температуру не менее 120°C, но не более 150°C, что позволяет предупредить процесс формирования низкопроницаемой «оболочки» в околотрещиноватых областях продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. В результате использования РАВ №III и III.А происходит восстановление и некоторый рост проницаемости продуктивного пласта в его прискважинной зоне с закреплением макротрещиноватости нанопроппантом - наночастицами оксидов металлов и, преимущественно, наночастицами оксида железа, которые впоследствии в ходе теплового и/или основного термохимического воздействия на продуктивный пласт будут выполнять также и каталитическую функцию в процессах молекулярной модификации/крекинга и частичного облагораживания внутрипластовых углеводородов.

(I.3.) Третьей операцией данного этапа является осуществление кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 7.). Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА №1 21.

В процессе доставки ПРА №1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА №1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА №1 трансформируется во ВРА №1.А. 22, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (ρ) - 146 кг/м3).

Одновременно из емкости 23 в безмуфтовую трубу 25 поступает холодная вода, насыщенная кислотой или кислотными эмульсиями 24 или ПРА №6. 24.

В процессе доставки ПРА №6. 24 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА №6. 24 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №6. 24 трансформируется во ВРА №6.А. 26.

На забое 10 скважины 11 ВРА №1.А. 22 и ВРА №6.А. 26 смешиваются и, таким образом, завершается формирование РАВ №I. 27, который далее инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт 14. РАВ №I. 27 является псевдо-сверхкритическим флюидом. Композиционный состав РАВ №I. 27: вода в сверхкритическом состоянии; кислоты или кислотные эмульсии.

Кислотное термохимическое воздействие необходимо для увеличения межгранулярной проницаемости и снятия кольматации в призабойной зоне продуктивного пласта и может применяться, преимущественно, как в процессе подготовки продуктивного пласта к термохимическому воздействию, так и в качестве дополнительной технологической операции уже в процессе осуществления основного термохимического воздействия, для чего в продуктивный пласт, например, прекращается инжектирование РАВ №II и начинается закачка РАВ №I. После завершения кислотного термохимического воздействия в продуктивный пласт, преимущественно, без выдержки на реакцию опять инжектируется РАВ №II и, таким способом термохимическое воздействие на продуктивный пласт продолжается.

Использование в данной операции РАВ №I обеспечивает очистку призабойной зоны скважины от уже растворенных и не растворимых кольматирующих веществ в твердой микро и нанодисперсной форме, что, в целом, увеличивает межгранулярную проницаемость призабойной зоны скважины и ее способность принимать рабочие агенты воздействия (РАВ).

(I.4.) Осуществление теплового воздействия (Фиг. 8.). Под тепловым воздействием в заявленной группе изобретений подразумевается воздействие на продуктивный пласт с использованием чистой сверхкритической воды, не содержащей никаких дополнительных компонентов. Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА №1. 21. В процессе доставки ПРА №1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по НКТ 12 при неизменном давлении температура ПРА №1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА №1 трансформируется в РАВ №I.A. 28, который является чистой водой в сверхкритическом состоянии (Т до 593°C и Р до 45 МПа). Далее РАВ №I.A инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт 14. Осуществляемое РАВ №I.A тепловое воздействие на продуктивный пласт увеличивает проницаемость продуктивного пласта на микро/мезо и макроуровне.

Тепловое воздействие является одной из важных операций, входящих в комплекс мер, направленных на подготовку продуктивного пласта к завершающей операции первого этапа - осуществлению внутрипластовых тепловых взрывов и последующему основному термохимическому воздействию. При тепловом воздействии в продуктивном пласте параллельно осуществляются несколько процессов, а именно:

- процесс реэнергизации продуктивного пласта, преимущественно, за счет расширения уже присутствующих в продуктивном пласте внутрипластовых флюидов и керогена, а также внутрипластовой генерации синтетических газообразных углеводородов из нефти низкопроницаемых пород и внутрипластовой генерации газообразных и жидких синтетических углеводородов из битуминозной нефти и керогена;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта за счет интенсификации естественной и индуцирования новой трещиноватости, преимущественно, на микро и мезоуровне;

- мобилизация нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов за счет их десорбции с поверхности округлых и щелевых пор/флюидопроводящих каналов, а также их выхода из керогена в результате его разбухания - увеличения объема;

- увеличение пропускной толщины флюидопроводящих каналов за счет десорбции нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов с поверхности округлых и щелевых пор/флюидопроводящих каналов;

- молекулярная модификация/крекинг внутрипластовых углеводородов и их частичное облагораживание, направленные на уменьшение размера молекул внутрипластовых углеводородов, что, в конечном итоге, повышает их дренирующую способность и снижает степень интенсивности молекулярной блокировки порового пространства продуктивного пласта крупными молекулами внутрипластовых углеводородов.

Наряду с названными выше процессами, целью теплового воздействия является также и формирование внутри некоторой части продуктивного пласта устойчивой сверхкритической среды за счет наполнения округлых и щелевых пор проточным РАВ №I.A - проточной воды, находящейся в сверхкритическом состоянии.

Таким образом, в результате осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт принципиально значимым является достижение следующего результата:

- формирование внутри некоторой части продуктивного пласта устойчивой водной сверхкритической среды или при смешении сверхкритической воды с внутрипластовыми флюидами формирование внутри некоторой части продуктивного пласта псевдо-сверхкритической среды, состоящей, преимущественно, из воды, углекислого газа и внутрипластовых углеводородов (все по отдельности, находящиеся в сверхкритическом состоянии), как среды благоприятной для последующего осуществления внутрипластовых тепловых взрывов;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на микро и мезоуровне и лишь отчасти на макроуровне, сопровождающееся некоторой реэнергизацией продуктивного пласта, предупреждающей негативный процесс компакции продуктивного пласта.

Отдельно необходимо отметить, что в заявленной группе изобретений РАВ №I.A. используется также и для восстановления внутри продуктивного пласта каталитической активности каталитического нанопроппанта, который вносится в продуктивный пласт в результате использования РАВ №I.B. и, которым насыщенна, преимущественно, призабойная зона продуктивного пласта («каталитический пояс/фильтр»).

(I.5.) Последней операцией первого этапа является осуществление внутрипластовых тепловых взрывов (Фиг. 9.). Для ее осуществления вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА №1. 21. В процессе доставки ПРА №1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА №1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА №1 трансформируется во ВРА №1.А. 22, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (ρ) - 146 кг/м3). Одновременно из емкости 29 в безмуфтовую трубу 25 поступает окислитель 30 или ПРА №5.

В процессе доставки ПРА №5 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по безмуфтовой трубе 25 при неизменном давлении температура ПРА №5 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №5. трансформируется во ВРА №5.А 31, который является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода или воздуха в докритическом или сверхкритическом состоянии.

На забое 10 скважины 11 ВРА №1.А и ВРА №5.А смешиваются и, таким образом, завершается формирование РАВ №I.Б 32, который далее инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт 14. РАВ №I.Б является псевдо-сверхкритическим флюидом. Композиционный состав РАВ №I.Б: вода в сверхкритическом состоянии, насыщенная окислителем. Использование РАВ №I.Б обеспечивает осуществление в продуктивном пласте тепловых взрывов с целью увеличения проницаемости на микро/мезо и макроуровне.

Внутрипластовые тепловые взрывы используются в заявленном способе для целенаправленного увеличения проницаемости продуктивного пласта на макроуровне за счет интенсификации естественной и индуцирования новой макротрещиноватости. Осуществление внутрипластовых тепловых взрывов является одним из основных мероприятий, входящий в комплекс мер, направленных, в основном, на подготовку продуктивного пласта к последующему основному термохимическому воздействию. Суть внутрипластовых тепловых взрывов заключается в следующем. За счет теплового воздействия осуществляется создание в продуктивном пласте устойчивой водной сверхкритической среды (Т от 450 до 500°C и Р до 45 МПа) и/или псевдо-сверхкритической среды и увеличение проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на микро и мезоуровне. При контакте, содержащегося в РАВ №I.Б окислителя с внутрипластовыми углеводородами в сверхкритической водной среде или в псевдо-сверхкритической среде в продуктивном пласте инициируются множественные локальные высокоскоростные экзотермические реакции окисления внутрипластовых углеводородов, которые протекают в режиме, так называемых, тепловых взрывов, так как продолжительность таких реакций в зависимости от качества принимающих в них участие углеводородов, как правило, колеблется от долей секунды до 8-10 секунд (макс.). В процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов происходит резкое локальное повышение давления (до 100 МПа) и температуры (до 1000°C) псевдо-сверхкритического флюида и его кратковременная обратимая трансформация в ультра-псевдо-сверхкритический флюид, в результате чего реализуются множественные локальные термобарические наноразрывы продуктивного пласта, преимущественно, на макроуровне (> 50 нм), что, в конечном итоге, приводит к интенсификации естественной макротрещиноватости и индуцировании новой макротрещиноватости - разрыву сплошности горной породы на макроуровне - и, как следствие, значительному увеличению проницаемости продуктивного пласта. Выделяющееся в процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов тепло расходуется на дополнительный нагрев продуктивного пласта - вмещающей горной породы и содержащихся в ней углеводородов. Более того, в областях локального повышения внутрипластовой температуры до 1000°C и давления до 100 МПа осуществляется а) локальная частичная газификация некоторой части внутрипластовых углеводородов, - генерирование водорода с последующим гидрированием/гидрогенизацией некоторой части внутрипластовых углеводородов, - улучшения их качества и б) внутрипластовый синтез наноалмазов.

Внутрипластовые тепловые взрывы в заявленной группе изобретений также используются для целенаправленного взрывоподобного окисления тяжелых неизвлекаемых даже при термохимическом воздействии углеводородов, - тяжелых нефтяных остатков, а также ароматических углеводородов и для окисления непроконвертированных малоценных остатков керогена. Такие внутрипластовые тепловые взрывы, как правило, осуществляются в заявленной группе изобретений в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, исключая первый цикл воздействия, а также до или после проведения высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов с использованием РАВ №II.А, имеющего температуру до 800°C. В результате осуществления, названных выше внутрипластовых тепловых взрывов, увеличивается макро проницаемость продуктивного пласта и происходит его дополнительный нагрев. В целом же, эти процессы сопровождаются и внутрипластовой высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизацией любых внутрипластовых углеводородов, включая кероген, или иначе - получением внутри продуктивного пласта из углеводородов нанопористых углеродных структур, которые осаждаются на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов и формируют на ней нанопористую углеродную нанопленку. Данная нанопористая углеродная нанопленка позволяет флюидам при минимальном трении увеличить на порядки (от 10-ти до 30-ти раз) скорость их перемещения по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, преимущественно, в околоскважинном объеме продуктивного пласта и, таким образом, существенно увеличить проницаемость продуктивного пласта в объемах продуктивного пласта, в которых присутствуют такие наноразмерные флюидопроводящие каналы, имеющие на своей внутренней поверхности такое нанопористое углеродное покрытие.

В нутрип ластовые тепловые взрывы исключают необходимость предварительного проведения ГРП или многостадийного ГРП для увеличения проницаемости продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев (баженовской и иных свит) на макроуровне. Так, в результате только подготовительного теплового воздействия при естественной свободной пористости продуктивных пластов баженовской свиты, примерно, равной 6% их пористость возрастает, в среднем, на 2%. Поверхность пор свободного порового пространства увеличивается на 30-35 млн. см23 продуктивного пласта, а объем пор на 20-22 тыс. см33. Для сравнения многостадийный ГРП увеличивает объем свободного порового пространства продуктивного пласта, в среднем, только на 70-100 см33. Стоимость осуществления внутрипластовых тепловых взрывов при их более высокой очевидной эффективности в разы ниже стоимости проведения многостадийного ГРП.

Выполнение первого этапа обеспечивает получение максимальной трещиноватости продуктивного пласта и ее закрепление нанопроппантом, что, в целом, ведет к увеличению устойчивой проницаемости продуктивного пласта, дополнительно поддерживаемой реэнергизацией продуктивного пласта, - ростом внутрипластового давления.

После проведения описанных выше подготовительных операций первого этапа осуществляют второй этап - основное воздействие (II.) на продуктивный пласт, которое состоит из следующих последовательно выполняемых операций.

(II.1.) Первоначально осуществляют операцию высокотемпературного термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации газифицируемых в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти (Фиг. 10.). Для осуществления данной операции вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду или ПРА №1 21 или до температуры до 593°C и трансформируется в сверхкритическую воду или ПРА №2. 33.

Одновременно в блок 36 обогащения органическими соединениями наземного реактора риформинга органических соединений 37 из наземного генератора ультра-сверхкритической воды 4 поступает или ПРА №1 или ПРА №2, а из емкости 34 поступают органические соединения 35, преимущественно, в форме метанола, нефти (воды, насыщенной нефтью) или смеси нефти и метанола, которые трансформируются во ВРА №2.А. 38/39. ВРА №2.А. 38 является псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, а ВРА №2.А. 39 является псевдо-сверхкритическим флюидом. Композиционный состав ВРА №2.А. 38/39: вода в ультра-сверхкритическом (при использовании ПРА №1) или в сверхкритическом состоянии (при использовании ПРА №2); метанол или нефть, или смесь нефти и метанола в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии.

РАВ №II 40/41 формируется в основном в наземном реакторе риформинга органических соединений 37 за счет газификации ВРА №2.А. Однако в некоторых случаях в силу продолжительности процесса газификации ВРА №2.А, он может продолжаться и в НКТ 12 в процессе доставки ВРА №2.А на забой скважины, а также в подпакерной скважинной зоне на забое 10 скважины 11.

Таким образом, в зависимости от ряда факторов процесс трансформации ВРА №2.А в РАВ №II может быть завершен в наземном реакторе риформинга органических соединений 37, расположенном на дневной поверхности скважины 11 или в скважине 11, но в непосредственной близости от ее дневной поверхности и/или в скважине 11 в НКТ 12, и/или в подпакерной скважинной зоне на забое 10 скважины 11.

ВРА №2.А трансформируется в РАВ №II. 40, а ВРА №2.А. 39 трансформируется в РАВ №II. 41. РАВ №II. 40 отличается от РАВ №II. 41 тем, что температура РАВ №II. 40 всегда выше температуры РАВ №II. 41 и, как следствие тем, что степень конверсии органических соединений в газы в РАВ №II 40 всегда выше степени конверсии органических соединений в газы в РАВ №II 41. Далее РАВ №II 40/41 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде на продуктивный пласт 14. РАВ №II. используется для осуществления термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде.

РАВ №II является однофазным мультикомпонентным флюидом, находящимся в сверхкритическом состоянии (Т до 593°C и Р до 45 МПа) - псевдо-сверхкритическим флюидом. Целью данного воздействия является максимально возможное увеличение степени конверсии керогена и битуминозной нефти в синтетические углеводороды, а также максимально возможное увеличение коэффициента извлечения нефти - молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. При этом, в процессе достижения этой цели высокотемпературное термохимическое воздействие на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений решает следующие задачи:

- достижение высокой степени реэнергизации продуктивного пласта;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта за счет создания в нем объемной и объединенной флюидопроводящей системы на микро, мезо и макроуровне;

- достижение высокой степени конверсии керогена за счет его каталитической гидропиролизации в присутствии водорода, предполагающей эффективную внутрипластовую генерацию из него (керогена) синтетических углеводородов;

- достижение максимальной степени конверсии битуминозной нефти в более легкие углеводородные фракции - молекулярная модификация крупных молекул углеводородов в более мелкие, влекущей за собой снижение интенсивности молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов на молекулярном уровне, а также десорбцию адсорбированных в керогене и в поровом пространстве продуктивного пласта метана и нефти низкопроницаемых пород, увеличение проходной толщины/сечения флюидопроводящих каналов.

В группе изобретений, выбранной в качестве наиболее близкого аналога, для донагрева и окончательного формирования композиционного состава рабочего агента на забое скважины используется экзотермическая реакция окисления органических соединений, преимущественно, метанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя. В результате осуществления, названной выше экзотермической реакции, температура рабочего агента на забое возрастает до требуемых технологических величин, а сам рабочий агент обогащается углекислым газом, который наряду с водой, является одним из продуктов такой реакции. В заявленном способе для генерации РАВ №II, являющегося основным рабочим агентом воздействия на продуктивные пласты, используется реакция газификации любых газифицируемых органических соединений, включая, преимущественно, метанол, а также нефть или смесь метанола и нефти, в ультра-сверхкритической и/или в сверхкритической воде, благодаря которой РАВ №II имеет более сложный и более эффективный композиционный состав, включающий помимо углекислого газа, преимущественно, водород и метан, а также и монооксид углерода, непроконвертированные остатки органических веществ и опционно наноразмерные катализаторы интенсифицирующие процессы генерации водорода и внутрипластовой конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды.

Из современного уровня развития техники известно, что метанол остается стабильным в сверхкритической воде, как минимум, до температуры 450°C, а его, практически, полная конверсия в газы требует более высоких температур - от 600 до 650°C. Таким образом, в сверхкритической воде до ее условно предельной температуры равной 583°C, в газы конвертируется, примерно, 55-60% метанола, а, практически, полная конверсия метанола в газы (99% и более) завершается в интервале температур от 600 до 650°C, характерных для ультра-сверхкритической воды. Полная конверсия других органических соединений, например, глицерина достигается при еще более высокой температуре ультра-сверхкритической воды - 700°C.

Специалистам в данной области техники также очевидно, что реакция газификации органических соединений, в отличие от реакции окисления органических соединений, протекает в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде без присутствия окислителей, таких как, озон, кислород, пероксид водорода, воздух и др. При этом, в заявленном способе для газификации могут быть использованы практически любые газифицируемые органические соединения но, преимущественно, метанол.

В заявленной группе изобретений практически полная конверсия, например, метанола в газы осуществляется и, преимущественно, завершается в наземном реакторе риформинга органических соединений в среде ультра-сверхкритической воды, имеющей температуры от 600 до 650°C и давление до 45 МПа. При этом сам реактор риформинга органических соединений в среде ультра-сверхкритической воды может располагаться, как на дневной поверхности скважины, так и в самой скважине, но в непосредственной близости от ее дневной поверхности.

Используемый в заявленном изобретении процесс газификации, например, метанола или процесс риформинга, например, метанола в газы в ультра-сверхкритической воде может быть описан пятью основными химическими реакциями:

Реакция риформинга метанола в ультра-сверхкритической воде (3) является суммой реакции разложения метанола (1) и реакцией конверсии водяного газа (2). Реакция (2) является незначительно экзотермической, в то время как реакции (1) и (3) являются эндотермическими. Реакции метанизации (гидрирования) (4) и (5) являются экзотермическими. В заявленной группе изобретений, преимущественно, используется такая организация вышеприведенных реакций, которая позволяет полностью компенсировать затраты тепла (1) экзотермической реакцией окисления (2) и гидрированием монооксида углерода (4) и углекислого газа (5) атомами водорода и даже в отдельных случаях добиваться экзотермичности процесса, в целом. В любом случае при организации вышеприведенных реакций крайними случаями являются либо слабая эндотермичность, либо слабая экзотермичность процесса в целом.

В результате газификации метанола в ультра-сверхкритической воде в наземном реакторе риформинга органических соединений ультра-сверхкритическая вода обогащается, преимущественно, водородом (Н2) и углекислым газом (CO2), а также метаном (CH4) и монооксидом углерода (CO) и, таким образом, в заявленном изобретении на дневной поверхности скважины формируется ВРА №2.А, дополнительно содержащий воду и остаточный непроконвертированный метанол.

Однако, в некоторых случаях, в силу продолжительности процесса газификации ВРА №2.А он (процесс газификации) может продолжаться и в НКТ в процессе доставки ВРА №2.А на забой скважины, а также в подпакерной скважинной зоне на забое скважины.

Также в заявленном способе для усиления каталитической активности процесса газификации органических соединений в ультра-сверхкритической воде и/или в сверхкритической воде, а также для конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды может быть использован относительно недорогой катализатор в форме наночастиц оксида железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4) и тогда правомерно утверждать, что в заявленном способе, наравне с процессом некаталитической газификации органических соединений, используется также и процесс каталитической газификации органических соединений, который позволяет снижать величину энергии активации и достигать той же степени полноты конверсии органических соединений в газы, обогащенные водородом при более низкой температуре. Так, например, при каталитической газификации глицерина высокая степень его конверсии достигается уже при 550°C, в то же время для достижения той же степени его конверсии без применения катализатора (например, Fe3O4 возможно только при более высокой температуре - 700-800°C.

В заявленной группе изобретении для формирования РАВ №II используется ультра-сверхкритическая вода, преимущественно, в температурном интервале от 600 до 650°C, а продолжительность процесса газификации для достижения, практически, полной конверсии метанола (от 93,3 до 99,7%) при таких температурах составляет от 7-8 до 40-50 секунд. С увеличением продолжительности процесса газификации с 7-8 до 40-50 секунд объемная доля выхода водорода уменьшается, а объемные доли выхода углекислого газа и метана возрастают, что объясняется активизацией реакций метанизации (4) и (5), спустя 7-8 секунд после начала процесса риформинга метанола.

При снижении концентрации метанола в ультра-сверхкритической воде при его газификации с 50 мас. % до 5 мас. % объемная доля выхода водорода возрастает, а объемные доли выхода углекислого газа и метана уменьшаются.

В случае использования реактора риформинга органических соединений, изготовленного из нержавеющей стали SS316, степень конверсии метанола при его концентрации 26,6 мас. % не превышает 50-55% и РАВ №II композиционно состоит из воды, водорода, углекислого газа, метана, монооксида углерода и остаточного метанола.

В случае использования реактора риформинга органических соединений, изготовленного из сплава INCONEL 625, достигается, практически, полная конверсия метанола (концентрация метанола: 26,6 мас. %) и при этом, если внутренняя поверхность реактора риформинга органических соединений перед началом процесса газификации метанола была окислена пероксидом водорода (3 масс. %), то это позволяет достичь максимального объемного долевого выхода водорода и снизить объемный долевой выход углекислого газа и метана. В этом случае при степени конверсии метанола, равной 97,5% композиционный состав РАВ №II имеет следующий состав: водород, - 71,9 об. %; углекислый газ, - 24,4 об. %; монооксид углерода, - 0,8 об. %; метан, - 0,4 об. %; метанол, - 2,5 об. % и вода. Если внутренняя поверхность реактора риформинга органических соединений (концентрация метанола 26,6 мас. %) перед началом процесса газификации метанола не была окислена пероксидом водорода (3 масс. %), то при степени конверсии метанола равной 93,3% снижается, как объемный долевой выход водорода, так и объемный долевой выход углекислого газа, а объемный долевой выход монооксида углерода повышается. В этом случае композиционный состав РАВ №II имеет следующий вид: водород, - 66,3 об. %; углекислый газ, - 22,7 об. %; монооксид углерода, - 4 об. %; метан, - 0,3 об. %; метанол, - 0,7 об. % и вода.

В случае использования реактора риформинга органических соединений (концентрация метанола 26,6 мас. %), изготовленного из чистого никеля, необходимость в предварительном окислении внутренней поверхности реактора риформинга органических соединений пероксидом водорода (3 мас. %) до начала процесса газификации метанола отпадает и при этом достигается, практически, полная конверсия метанола (99,7%), характеризующаяся, как относительно высоким объемным долевым выходом водорода, так и высоким объемным долевым выходом углекислого газа и метана. В этом случае композиционный состав РАВ №II имеет следующий вид: водород, - 53 об. %; углекислый газ, - 23 об. %; монооксид углерода, - 0,7 об. %; метан, - 23 об. %; метанол, - 0,3 об. % и вода.

В случае использования реактора риформинга органических соединений, изготовленного из сплава никеля с медью, достигается, практически, полная конверсия метанола, сопровождающаяся высоким выходом водорода и за счет подавления реакций метанизации (гидрирования) (4) и (5) пренебрежительно низким выходом метана и монооксида углерода. Так, в результате осуществления риформинга метанола в ультра-сверхкритической воде при температуре 600°C и концентрации метанола 10 мас. % в реакторе риформинга органических соединений, изготовленного из сплава никеля и меди, композиционный состав РАВ №II имеет следующий вид: 2,7 моль водорода/моль метанола; 0,87 моль углекислого газа/моль метанола; 0,08 моль монооксида углерода/моль метанола; вода.

Для увеличения выхода водорода в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду может быть добавлен гидрооксид натрия (NaOH) или наночастицы никеля (Ni), в качестве катализатора или их смесь. Добавка наночастиц никеля увеличивает выход водорода, а добавка гидрооксида натрия увеличивает избирательность процесса газификации в пользу увеличения выхода водорода. Наиболее эффективной является добавление в среду реакции смеси гидрооксида натрия (1,68 мас. %) и наночастиц никеля (3,34 мас. %), что позволяет достичь выхода водорода равного 4,65 моль водорода на 1 кг газифицируемого органического вещества.

Также в заявленной группе изобретений для увеличения выхода водорода используется и другой малотоксичный щелочной катализатор, - карбонат калия (K2CO3).

Другой эффективной добавкой, повышающий выход водорода может быть муравьиная кислота (СН2О2). При добавке 6 мас. % муравьиной кислоты в среду реакции, максимальный выход водорода составляет до 10 и более моль на 1 кг газифицируемого органического вещества.

В заявленном способе для генерации водорода может быть использован процесс газификации нефти в ультра-сверхкритической воде (Т от 593°C до 650°C и Р до 45 МПа) и в сверхкритической воде (Т от 500 до 593°C и Р до 45 МПа). При этом, при температуре 500°C, давлении 45 МПа и в присутствии катализатора, - гидроксида калия (KOH) за 190-220 секунд достигается, практически, полная конверсия нефти (97-98%) в газы: а) водород, б) метан, в) диоксид углерода, г) монооксид углерода и д) остаточная не конвертированная нефть. Наибольший выход молярной фракции водорода достигается за 190 секунд при температуре, - 500°C и составляет 78%. При концентрации катализатора, - гидроксида калия 200 мг/литр (5 масс. %), монооксид углерода в составе газовой смеси, практически, отсутствует (менее 1 масс. %). С увеличением температуры от 500 до 650°C реакции метанизации ускоряются, и молярная фракция водорода в газовой смеси снижается с 78% до 34% (190 секунд). В то же время молярная фракция метана возрастает с 11 до 38% (190 секунд), как и молярная фракция диоксида углерода увеличивается с 12 до 30% (190 секунд). Таким образом, для генерации водорода при газификации нефти (в отличие от газификации метанола) более предпочтительной и оптимальной является сверхкритическая водная среда, имеющая температуру 500°C, чем ультра-сверхкритическая водная среда, имеющая температуру от 600 до 650°C более подходящая для газификации метанола. Использование процесса газификации нефти позволяет экономически эффективно утилизировать пластовую воду, насыщенную остаточной нефтью и, таким образом, использовать на промысле менее совершенные и менее дорогостоящие системы/установки водоочистки и обезвоживания нефти.

В заявленном способе для генерации водорода может быть использован процесс газификации смеси нефти и метанола. Использование смеси нефти и метанола, концентрация которого составляет 200 мг/литр сверхкритической воды позволяет осуществлять газификацию нефти и метанола (как соокислителя) при более низкой температуре, - 440°C. При этом концентрация нефти достигает 40000 мг/литр воды в сверхкритическом состоянии. Продолжительность данного процесса газификации смеси нефти и метанола составляет от 15 до 20 минут, а степень конверсии соответственно составляет от 80 (15 минут) до 90,3% (20 минут). Через 5 минут после начала процесса газификации степень конверсии уже достигает 70%. В силу продолжительности такого низкотемпературного процесса газификации смеси нефти и метанола процесс осуществляется, как в реакторе риформинга органических соединений, так и в НКТ с теплоизоляцией в продолжении всего времени доставки рабочего агента воздействия №II. с дневной поверхности на забой скважины, а также, возможно, и в подпакерном объеме на забое скважины.

В процессе реализации заявленного способа газифицируется и глицерин. Степень конверсии глицерина (концентрация глицерина: 3 масс. %) в сверхкритической воде до 600°C очень низкая, а полная конверсия глицерина осуществляется в ультра-сверхкритической воде без катализаторов при температуре около 700°C. Продолжительность процесса газификации глицерина, - от 1 секунды до нескольких десятков секунд и при этом величина давления в интервале от 5 до 45 МПа, особого влияния на эффективность и степень полноты конверсии не оказывает. С ростом температуры увеличивается выход водорода и диоксида углерода; содержание монооксида углерода снижается, а количество метана остается на неизменном уровне. При концентрации глицерина более 10 масс. % эффективность конверсии снижается и при этом снижается и удельный выход водорода.

В процессе газификации органических соединений в реакторе риформинга органических соединений и/или в НКТ и/или в подпакерном объеме на забое скважины выход водорода и метана увеличивается с увеличением продолжительности процесса газификации и, так как в заявленном способе продолжительность процесса доставки на забой ВРА №2.А. с дневной поверхности скважины составляет несколько минут (в зависимости от объема инжектирования РАВ II. в продуктивный пласт), то заявленный способ обеспечивает максимальный выход, как водорода, так и метана в результате газификации любых органических соединений.

Используемый РАВ №II имеет постоянный базовый композиционный состав: вода, сингаз (сингаз: водород, метан, диоксид углерода, монооксид углерода) и остаточные непроконвертированные органические соединения, включая метанол и/или нефть, который может достаточно гибко изменяться лишь на количественном уровне массовых (мас. %) и объемных долей (об. %), входящих в него компонентов, температуры (Т от 380 до 570°C на забое скважины) и давления от 23 МПа до 45 МПа.

После завершения высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивные пласты на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений и соответствующего завершения инжектирования в продуктивный пласт РАВ №II, может быть начато осуществление высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивные пласты на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов за счет инжектирования в продуктивный пласт РАВ №II.А.

(II.2.) Осуществление высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов (Фиг. 11.). Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры не менее 593°C, но, как правило, до температуры не более 500°C и трансформируется в сверхкритическую воду или ПРА №2. 33. Одновременно в блок 36 обогащения органическими соединениями наземного реактора риформинга 37 органических соединений из емкости 34 поступают органические соединения 35, преимущественно, в форме метанола. В блоке 36 и непосредственно в самом реакторе риформинга 37 органических соединений ПРА №2. 33 смешивается с органическими соединениями 35 и, таким образом, формируется ВРА №2.Б. 42, который далее доставляется на забой 10 скважины 11 по НКТ 12.

Параллельно в безмуфтовую трубу 25 из емкости 29 поступает окислитель или ПРА №5 30. В процессе доставки ПРА №5 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА №5 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №5 трансформируется во ВРА №5.А. 31, который является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода или воздуха, но, преимущественно, в форме перекиси водорода.

РАВ №II.А. 43 формируется на забое скважины за счет осуществления экзотермической реакции окисления метанола содержащегося в ВРА №2.Б в сверхкритической воде в присутствии ВРА №5.А, в результате которой происходит, практически, полное окисление метанола, донагрев ВРА №2.Б. и его обогащение углекислым газом, что означает его трансформацию в РАВ № II.А. 43. Далее РАВ №II.А. инжектируется в продуктивный пласт 14 и используется для воздействия на продуктивный пласт 14 путем частичной и непродолжительной газификации внутрипластовых углеводородов. Использование РАВ № II.А обеспечивает осуществление высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации любых углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, включая нефть низкопроницаемых пород, битуминозную нефть и кероген. Внутрипластовая газификация углеводородов используется, как для целенаправленной внутрипластовой генерации водорода и иных газов, так и для достижения более высокой степени проницаемости продуктивного пласта и более высокой степени реэнергизации продуктивного пласта за счет осуществления интенсивной внутрипластовой генерации легких углеводородов в жидкой форме, газообразных углеводородов C1-C4, а также иных газов: углекислого газа (CO2), монооксида углерода (СО) и водорода (Н2), находящихся в продуктивном пласте в сверхкритическом состоянии. Названные выше газы являются синтетическим газом (сингаз).

Сгенерированные в продуктивном пласте легкие жидкие углеводороды, газообразные углеводороды С14 и углекислый газ (а также углекислый газ, сгенерированный на забое скважины), являются прекрасными углеводородными растворителями, находящимися в сверхкритическом состоянии и уменьшающими вязкость и плотность нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, а сгенерированный водород дополнительно повышает величину степени конверсии керогена и битуминозной нефти в синтетические углеводороды - интенсифицирует процесс частичного облагораживания внутрипластовых углеводородов (гидрокрекинг). Сгенерированные в результате частичной внутрипластовой газификации углеводородов газы, в целом, создают мощный флюидонапорный режим, проявляющий себя в повышении внутрипластового давления - дополнительной реэнергизации продуктивного пласта, а также ведущий к росту проницаемости продуктивного пласта.

Данное воздействие на продуктивный пласт применяется кратковременно, преимущественно перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта и в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго. При этом интенсивность воздействия на продуктивный пласт в начале каждого нового цикла и, исключая первый цикл, всегда выше степени интенсивности воздействия с использованием РАВ №II.А перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта и такое воздействие, по сути, является термическим гидроуглекислотным разрывом продуктивного пласта (ТГУРПП), так как РАВ №II.А. имеет высокую температуру (до 800°C) и композиционно, преимущественно, состоит из воды и углекислого газа, являясь, таким образом, псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом. В случае нехватки попутного нефтяного газа частичная внутрипластовая газификация углеводородов также может использоваться и для увеличения объемов внутрипластовой генерации сингаза, который является альтернативным и эффективным топливом для наземного генератора ультра-сверхкритической воды. Крупные молекулы углеводородов, перемещаемые по флюидопроводящим каналам продуктивного пласта мощным флюидонапорным режимом, в процессе отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, при прохождении через наноразмерную неорганическую/минеральную матрицу продуктивного пласта также подвергаются и частичному механическому дроблению; длинные цепочки углеводородов (например, асфальтены) в результате теплового и такого механического воздействия дробятся - становятся короче, и их становится больше. Также высокотемпературное термохимическое воздействие на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов в заявленной группе изобретений используется для повышения степени извлечения углеводородов из внутрипластовых пор типа «чернильница», при котором неизвлекаемые жидкие углеводороды, содержащиеся во внутрипластовых порах типа «чернильница», подвергаясь внутрипластовой газификации, трансформируются в извлекаемый синтетический газ, состоящий, преимущественно, из водорода, метана, диоксида углерода и монооксида углерода.

Помимо названных выше целей применения, внутрипластовая газификация углеводородов используется также и для газификации неподвижных и неизвлекаемых тяжелых нефтяных остатков (In-Situ Residual Oil Gasification), в результате чего внутри пласта генерируется сингаз, который может в случае извлечения его на дневную поверхность скважины использоваться как топливо для наземного генератора ультра-сверхкритической воды или, если сингаз остается в продуктивном пласте, то он используется для внутрипластового частичного облагораживания углеводородов (гидрокрекинг) за счет утилизации водорода, содержащегося в сингазе, который сгенерирован в продуктивном пласте из тяжелых нефтяных остатков путем их внутрипластовой газификации. Более того внутрипластовая газификация тяжелых нефтяных остатков позволяет увеличивать проницаемость продуктивного пласта за счет увеличения толщины флюидопроводящих каналов, - превращения в подвижный и извлекаемый сингаз, адсорбированных на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов неподвижных тяжелых нефтяных остатков, - крупных молекул углеводородов.

Для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов в заявленной группе изобретений используется РАВ №II.А, который окончательно формируется на забое скважины в ее подпакерном объеме и имеет температуру до 800°C. При этом затрубное пространство скважины в зоне ее подпакерного объема также прогревается до температуры не менее 600-650°C, что позволяет создать в затрубном пространстве скважины такие температурные условия, при которых в случае присутствия в этом затрубном пространстве скважины жидких углеводородов осуществляется сначала процесс их коксования, а затем и карбонизации. При условии того, что в силу присутствия в продуктивном пласте аномально высокого пластового давления, которое в заявленной группе изобретений всегда выше гидростатического на 2-3 МПа, затрубный флюид, содержащий углеводороды под действием такого аномально высокого затрубного давления всегда будет перемещаться в затрубном пространстве скважины в одном направлении, - снизу вверх и, таким образом, в присутствии в затрубном пространстве скважины высокой температуры через некоторое время произойдет кольматация флюидопроводящих каналов затрубного пространства скважины продуктами коксообразования углеводородов. Таким образом, описанные выше процессы коксования жидких углеводородов во флюидопроводящих каналах затрубного пространства скважины под действием высокой температуры от 600°C до 650°C и в результате использования РАВ №II.А. наравне с использованием высокотемпературного пакера затрубного пространства 16 (фиг. 11.) используются для формирования в затрубном скважинном пространстве надежного изоляционного экрана, предупреждающего межпластовые затрубные перетоки внутрипластовых флюидов.

В процессе осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов при температуре РАВ №II.А. равной 750°C-800°C в наноразмерных флюидопроводящих каналах также реализуется процесс внутрипластовой высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации внутрипластовых углеводородов, включая кероген, - получением внутри продуктивного пласта из углеводородов нанопористых углеродных структур, которые осаждаются и формируют на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов нанопористую углеродную нанопленку, позволяющую флюидам при минимальном трении увеличить на порядки скорость их перемещения по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, что, в целом, ведет к росту КИН и увеличению объема отбора высокотехнологичной нефти из продуктивного пласта.

(III.) Осуществление воздействий на продуктивный пласт в режиме «Дополнительное воздействие» в рамках этапа «Основное воздействие».

(III.1.) Осуществление термо-каталитического воздействия (Фиг. 12.). Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА №1. 21. В процессе доставки ПРА №1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по НКТ 12 при неизменном давлении температура ПРА №1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА №1 трансформируется во ВРА №1.А. 22, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°C и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (ρ) - 146 кг/м3).

Одновременно из емкости 44 в безмуфтовую трубу 25 поступает холодная вода, насыщенная наноразмерным катализатором 45 (в молекулярной или ионной форме) или ПРА №4. 45. В процессе доставки ПРА №4 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по безмуфтовой трубе 25 при неизменном давлении температура ПРА №4 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА №4 трансформируется во ВРА №4.А. 46, который является чистой водой, имеющей высокую температуру и, находящейся в докритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенной наноразмерными катализаторами.

РАВ №IV. 47 формируется на забое 10 скважины 11 за счет смешения ВРА №1.А и ВРА №4.А. Далее РАВ №IV. 47 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт 14.

Термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт с использованием РАВ №IV является частью основного воздействия на продуктивный пласт с использованием РАВ №II. Продолжительность термокаталитического воздействия составляет от нескольких часов до нескольких суток. Для осуществления термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт используется РАВ №IV, который, является высокотемпературным, либо ненасыщенным коллоидным раствором, содержащим наноразмерный катализатор с размерами частиц металлов или их оксидов, преимущественно, имеющих размер, от 5 до 100 нм, либо истинным - гомогенным раствором, преимущественно, содержащим нанокатализатор в молекулярной форме с размерами молекул < 5 нм, например, ацетилацетонат железа (C15H21FeO6) или нанокатализатор в ионной форме, например, ион меди, имеющий размер 77 пикометров (пм/pm). Наноразмерными катализаторами конверсии керогена, используемыми в заявленной группе изобретений, являются, преимущественно, хлориды переходных металлов, например, хлориды железа (FeCl2, FeCl3), хлориды меди (CuCl, CuCl2), хлорид никеля (NiCl2) и др, но, преимущественно, хлорид меди (CuCl2) (добавлено 03.02.2017). Выбор катализаторов очень широк и в зависимости от характеристик пласта (ФЕС) и содержащихся в нем углеводородов, может быть осуществлен их индивидуальный подбор к каждому отдельному месторождению или залежи.

Используемые в каталитическом воздействии на продуктивный пласт, катализаторы:

- ускоряют инициацию внутрипластовых процессов молекулярной модификации углеводородов;

- снижают энергетический порог активации этих процессов;

- повышают эффективность и полноту молекулярных преобразований, примерно, на 10-40%;

- сокращают процессы преобразований углеводородов во времени;

- примерно, на 10-60°C понижают температуру таких процессов молекулярной модификации/крекинга углеводородов в продуктивном пласте.

(III.2.) Осуществление водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта (Фиг. 13.). Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА №1. 21.

Далее ультра-сверхкритическая вода 21 или ПРА №1 поступает в реактор окисления 48, куда одновременно из емкости 49 поступает насыщенный коллоидный раствор холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси 50. В реакторе окисления 48 осуществляется экзотермическая реакция окисления алюминия и/или цинка и/или железа и/или их смеси, в результате которой выделяется водород и тепло, а частицы алюминия и/или цинка, и/или железа трансформируются в наночастицы оксида алюминия и/или цинка и/или железа, и/или их смеси и, таким образом, в реакторе окисления 48 формируется ВРА №1.Б. 51, который является псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, состоящим из ультра-сверхкритической воды, водорода и насыщенный нанчастицами оксида алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси.

В процессе доставки ВРА №1.Б с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ВРА №1.Б понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА №1.Б трансформируется в РАВ №I.B. 52 и является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или железа, и/или их смеси, являющимися, как катализатором в форме наночастиц, так и нанопроппантом, расклинивающим трещины и, препятствующим компакции продуктивного пласта 14 в процессе отбора из него углеводородов. РАВ №I. B инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта на продуктивный пласт 14. РАВ №I.B. используется для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта и формируется на забое скважины.

Водородно-термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта осуществляется для:

- повышения эффективности и увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды с меньшей молекулярной массой за счет внесения в продуктивный пласт водорода и наноразмерных катализаторов в форме твердых частиц оксидов металлов, преимущественно, алюминия (Al2O3), цинка (ZnO) и железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4);

- закрепления наноразмерных флюидопроводящих каналов продуктивного пласта за счет внесения в продуктивный пласт твердых наноразмерных частиц оксидов металлов, преимущественно, алюминия (Al2O3), цинка (ZnO) и железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4), являющихся одновременно и нанопроппантом, расклинивающим наноразмерные флюидопроводящие каналы и предупреждающие их нанокомпакцию.

В результате интенсифицируется естественная трещиноватость и образуется новая трещиноватость, которая закрепляется в зависимости от степени интенсивности осуществленных внутрипластовых тепловых взрывов либо наноразмерными частицами оксида алюминия (высокая интенсивность внутрипластовых тепловых взрывов с образованием сверх-широких макротрещин до 1000 нм), либо наноразмерными частицами оксида цинка (низкая интенсивность внутрипластовых тепловых взрывов с образованием умеренных по ширине макротрещин до 200 нм). Присутствие твердых наночастиц оксида алюминия и/или оксида цинка в наноразмерных флюидопроводящих каналах предупреждает и замедляет нанокомпакцию продуктивного пласта в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов (деэнергизация продуктивного пласта) в режиме фонтанирования.

Продолжительность водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта в форме, преимущественно, наноразмерных частиц оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа составляет от нескольких часов до нескольких суток. Помимо алюминия, цинка и железа для осуществления водородно-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта могут быть использованы также церий/оксиды церия, цирконий/оксиды циркония, вольфрам/оксиды вольфрама и ряд других металлов. В заявленном способе синтез наночастиц оксидов металлов (алюминий, цинк, железо и др.) осуществляется в реакторе окисления органических и неорганических соединений технологического комплекса.

(III.3.) Осуществление термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт.(Фиг. 14.). Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°C и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА №1. 21.

Далее ультра-сверхкритическая вода 21 или ПРА №1. 21. подается в смеситель 63, куда одновременно из емкости 64 подается окислитель 65 или ПРА №5. 65. Затем ультра-сверхкритическая вода 21, насыщенная окислителем 65 или псевдо-ультра-сверхкритический флюид 68 из смесителя 63 подается в реактор окисления 48. Одновременно в реактор окисления 48 из емкости 69 подается нефть или метанол, или смесь нефти и метанола 67. В результате осуществления в реакторе окисления 48 экзотермической реакции окисления нефти или метанола, или смеси нефти и метанола 67 в псевдо-ультра-сверхкритическом флюиде 68 формируется ВРА №1.В. 70.

В процессе доставки ВРА №1.В. 70 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ВРА №1.Б. 70 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА №1.Б. 70 трансформируется в РАВ №I.Г. 71 и является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода и остаточными нефтью или метанолом или смесью остаточных нефти и метанола или псевдо-сверхкритическим флюидом, состоящим из воды, диоксида углерода, а также остаточной нефти или метанола, или смеси остаточной нефти и остаточного метанола 71. РАВ №I.Г. 71 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта на продуктивный пласт 14. РАВ №I.Г. 71 используется для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт.

После завершения инжектирования в продуктивный пласт РАВ №II или РАВ №II.А, или иных дополнительных воздействий, названных выше, начинается процесс отбора (этап IV.) молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта через зоны продуктивного пласта с измененной повышенной проницаемостью в режиме фонтанирования скважины с дополнительным облагораживанием отбираемых углеводородов в НКТ, размещенных в скважине, в процессе доставки отобранных из продуктивного пласта углеводородов с забоя скважины на ее дневную поверхность.

(IV.) Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования является таким же самым воздействием на продуктивный пласт, как, например, инжектирование в него РАВ, используемых в заявленном способе заявленного изобретения. В ходе инжектирования в продуктивный пласт РАВ осуществляется реэнергизация продуктивного пласта, а в ходе отбора из продуктивного пласта углеводородов в режиме фонтанирования осуществляется процесс его деэнергизации. Однако, как в первом, так и во втором случае, в продуктивном пласте осуществляются разнонаправленные процессы, связанные с увеличением и уменьшением проницаемости продуктивного пласта. Разница заключается лишь в том, что в процессе инжектирования РАВ в продуктивный пласт доминирующим процессом является процесс увеличения проницаемости продуктивного пласта, а процесс уменьшения проницаемости является подчиненным процессом и при этом проницаемость на микро и мезоуровнях уменьшается, а на макроуровне проницаемость продуктивного пласта увеличивается. В процессе же отбора углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования доминирующим является процесс уменьшения проницаемости за счет компакции продуктивного пласта, преимущественно, в зонах связанных/открытых флюидопроводящих каналов - уменьшением их толщины, а процесс увеличения проницаемости является подчиненным и при этом уменьшение проницаемости происходит, преимущественно, на макроуровне, в то время как, ее увеличение происходит, напротив, на микро и мезоуровнях, преимущественно, за счет увеличения объема естественных и формирования новых не связанных/изолированных микро и мезоразмерных флюидопроводящих каналов/пор. В любом случае процесс компакции продуктивного пласта связан с уменьшением давления в наноразмерных флюидопроводящих каналах, включая естественные трещины, и является негативным явлением. Одной из отличительных особенностей заявленного способа является то, что для предупреждения его компакции используются два основных технологических приема:

- инжектирование в продуктивный пласт в составе РАВ №III.А и РАВ №I.B нанопроппанта (каталитического нанопроппанта) в форме наночастиц, преимущественно, оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа, и/или их смеси для расклинивания наноразмерных флюидопроводящих каналов;

- прекращение осуществления отбора углеводородов из продуктивного пласта в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта будет понижено до уровня его превышения над гидростатическом давлением на 2-3 МПа.

Например, продуктивный пласт баженовской свиты находится на глубине 3000 метров. Гидростатическое давление равно, примерно, 30 МПа. В результате осуществления воздействия на продуктивный пласт заявленным способом и его реэнергизации внутрипластовое давление продуктивного пласта во внутрипластовой реторте было повышено до 45 МПа. Процесс отбора углеводородов из внутрипластовой реторты продуктивного пласта завершается, когда скважина еще продолжает фонтанировать, но внутрипластовое давление во внутрипластовой реторте продуктивного пласта понизилось, например, до 32 МПа. Такой подход, используемый при реализации заявленного способа, позволяет предупредить тотальную компакцию продуктивного пласта, его энергетическое истощение и, как следствие, катастрофическое уменьшение его проницаемости до уровня ниже уровня естественной проницаемости в присутствии аномально высокого пластового давления, характерного для продуктивных пластов баженовской свиты и, являющегося следствием внутрипластовой генерации углеводородов из керогена в процессе катагенеза, низкой естественной проницаемости продуктивного пласта и, как следствие, удержания значительного количества, как жидких, так и газообразных углеводородов самим продуктивным пластом.

Весьма существенно, что при реализации заявленного способа процесс частичного облагораживания углеводородов не завершается после того, как молекулярно модифицированные и уже частично облагороженные внутри продуктивного пласта углеводороды покинут продуктивный пласт. Процесс их дальнейшего дополнительного частичного облагораживания продолжается и в ходе их доставки с забоя скважины на ее дневную поверхность по продуктопроводу скважинной конфигурации «труба в трубе». В данном случае скважинная конфигурация «труба в трубе» - НКТ с размещенной внутри коаксиально безмуфтовой трубой, является проточным реактором трубчатого типа длинной от 100 до 4000 метров, в котором продолжает осуществляться дополнительное частичное облагораживание отобранных из продуктивного пласта углеводородов в сверхкритической воде в присутствии водорода, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерных катализаторов в молекулярной или ионной форме.

Продолжение процесса частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и уже частично облагороженных в продуктивном пласте углеводородов в сверхкритической воде, водном сверхкритическом флюиде или псевдо-сверхкритическом флюиде реализуется за счет осуществления:

- крекинга углеводородов в сверхкритической воде;

- каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде в присутствии наноразмерных катализаторов, преимущественно, в молекулярной и ионной форме;

- гидрокрекинга углеводородов в сверхкритической воде в присутствии водорода, а также в присутствии диоксида углерода и углеводородных растворителей в скважине в НКТ в процессе доставки, подвергаемых дополнительному частичному облагораживанию углеводородов, с забоя скважины на ее дневную поверхность по НКТ с использованием РАВ №I.A, РАВ №I.B, РАВ №I. и РАВ №IV, которые доставляются на забой скважины по безмуфтовой трубе.

Для осуществления дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на ее дневную поверхность углеводородов используются четыре типа РАВ и, соответственно, четыре воздействия, результатом которых является дополнительное необратимое снижение плотности и вязкости, подвергнутых воздействию углеводородов, снижения в них концентрации гетероатомов серы, азота, никеля и ванадия, а также подавление процесса полимеризации асфальтенов - коксообразования.

Инжектирование, названных выше РАВ в НКТ (проточный реактор трубчатого типа) и/или в подпакерную зону скважины на забое скважины может осуществляться в двух режимах: в режиме продолжительного инжектирования РАВ и в режиме пульсирующего/периодического инжектирования РАВ.

Описанный выше прием частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на ее дневную поверхность углеводородов может использоваться отдельно и независимо без обязательного предварительного осуществления термического и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, например, без использования заявленного теплового или термохимического воздействия на продуктивный пласт. Без теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт частичное облагораживание отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на ее дневную поверхность углеводородов может осуществляться в процессе добычи, например, глубокозалегаемых природных битумов и тяжелых нефтей, самостоятельно покидающих продуктивный пласт в силу присутствия в продуктивном пласте высокой температуры, временно/обратимо снижающей вязкость тяжелых углеводородов и, обеспечивающей их некоторую подвижность и давление, как минимум, превосходящее по своей величине гидростатическое давление.

Проточный реактор трубчатого типа, как часть технологического комплекса, также может быть установлен в скважине, из которой отбор углеводородов, по тем или иным причинам, не осуществляется. Установленный в такой скважине проточный реактор трубчатого типа используется в заявленной группе изобретений для дополнительного частичного облагораживания углеводородов, отбираемых из соседних добывающих скважин.

Использование облагораживания отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на ее дневную поверхность углеводородов имеет еще один положительный аспект, который заключается в том, что в результате дополнительного нагрева плотность доставляемого и частично облагораживаемого в НКТ псевдо-флюида, находящегося в сверхкритическом или субкритическом состоянии понижается, а объем возрастает так, что, в конечном итоге, понижает гидростатическое противодавление в НКТ, что в целом, может расцениваться, как осуществление управляемой депрессии на продуктивный пласт, а это повышает эффективность отбора углеводородов и по своей сущности схоже с применением эрлифта при отборе углеводородов.

В процессе использования РАВ №II и в результате осуществления частичной газификации внутрипластовых углеводородов в продуктивном пласте образуется молекулярный, но, преимущественно, атомарный/активный водород, некоторая часть которого не успевает утилизироваться в самом продуктивном пласте и покидает продуктивный пласт в составе отбираемых из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов; процесс гидрирования/гидрогенизации углеводородов продолжается и за пределами продуктивного пласта, - в скважине, в НКТ.

В процессе дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, - молекулярно модифицированных или молекулярно не модифицированных, частично облагороженных в продуктивном пласте или частично не облагороженных в продуктивном пласте, осуществляется не в нанопористой/нанопроницаемой минеральной матрице продуктивного пласта, а в НКТ - проточном трубчатом реакторе. В этом случае фактор размера частиц катализатора перестает играть существенную роль и, поэтому в случае осуществления дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, в НКТ могут быть использованы катализаторы конверсии углеводородов не только в молекулярной и ионной форме, но также и в форме наноразмерных (нм) или даже микроразмерных (мкм) частиц металлов, оксидов металлов, солей металлов и т.д., например, дисульфида молибдена (MoS2), который может быть использован так же и в сочетании, например, с оксидом алюминия (Al2O3) или сульфидом кадмия (CdS) для повышения каталитической активности и скорости генерации водорода для гидрокрекинга (гидрирование/гидрогенизации углеводородов).

По безмуфтовой трубе на забой скважины может доставляться сверхкритическая вода, которая ближе к дневной поверхности скважины является ПРА №1. (ультра-сверхкритическая вода), а после доставки на забой скважины трансформируется в РАВ №I.A, температура которого, практически, приближена к ультра-сверхкритической воде, имеющей температуру до 593°C. В этом случае разница температур между температурой поверхности безмуфтовой трубы и температурой отобранного из продуктивного пласта псевдо-сверхкритического флюида, находящегося в НКТ, составляет от 150 до 200°C. И это явление является причиной того, что на всей внешней поверхности безмуфтовой трубы, расположенной коаксиально внутри НКТ, образуются пузырьки. Так как отбираемый из продуктивного пласта псевдо-сверхкритический флюид находится под давлением, то, образуемые в результате значительной разницы температур и вскипания на поверхности безмуфтовой трубы псевдо-сверхкритического флюида, пузырьки под действием давления со временем саморазрушаются, генерируя разнонаправленные взрывные волны, и при этом в псевдо-сверхкритической среде образуются множественные кратковременные локальные очаги псевдоультра-сверхкритического флюида, имеющего температуру достаточную для осуществления частичной газификации органических соединений в данном конкретном случае в НКТ, которые, опять же, в данном конкретном случае функционально являются еще и трубчатом проточном реактором частичной газификации органических соединений. В результате этого процесса частичной газификации органических соединений в НКТ образуются газы, включая водород, который расходуется на осуществление процесса гидрокрекинга углеводородов в псевдо-сверхкритическом флюиде в НКТ. В случае поддержания в НКТ постоянного давления при повышении температуры и насыщении, отобранного из продуктивного пласта псевдо-сверхкритического флюида, сингазом (Н2, CO2, СН4 и СО) плотность его понижается и, таким образом, эффективность процесса отбора углеводородов из продуктивного пласта и доставка их с забоя скважины на дневную поверхность повышается, а тепловые транспортные потери в силу присутствия в псевдо-сверхкритическом флюиде, названных выше газов, уменьшаются.

(IV.1.) Осуществление воздействия при осуществлении этапа «Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием» (Фиг. 15.). Углеводороды 53 из продуктивного пласта 14 поступают на забой 10 скважины 11 и далее в НКТ. Одновременно по безмуфтовой трубе 25 на забой 10 скважины 11 поступает один из рабочих агентов воздействия (РАВ №I.A., РАВ №I.B., РАВ №II., РАВ №IV. и РАВ №I.Г.) 54 при этом нижний срез безмуфтовой трубы 25 находится выше нижнего среза НКТ 12 на 500 метров. Далее один из четырех рабочих агентов 54 в зоне 55 НКТ 12 смешивается с углеводородами 53 и, таким образом, образуется псевдо-сверхкритический флюид 56, который в процессе его доставки на дневную поверхность скважины 11 по НКТ 12 подвергается дополнительному частичному облагораживанию. Безмуфтовая труба 25 может быть оснащена эжектором (на Фиг не показан) для интенсификации процесса смешения рабочих агентов 54 с углеводородами 53 и для всасывания углеводородов 53 в НКТ 12. Также для интенсификации процесса подъема углеводородов 53 с забоя 10 скважины 11 в заявленной группе используется эрлифт, который реализуется за счет использования РАВ, насыщенных газами, а именно: РАВ №I.Г. (насыщен CO2), РАВ №I.B. (насыщен Н2) и РАВ II. (насыщен Н2, CO2, СН4 и СО).

Температура покидающих продуктивный пласт 14 углеводородов 53 составляет, как правило, от 450 до 350°C. Температура, поступающих на забой 10 скважины 11 РАВ 54, составляет от 600 до 550°C. После смешения в НКТ 12 углеводородов 53 с РАВ 54 температура сформированного псевдо-сверхкритического флюида 56 составляет от 500 до 450°C и является достаточной для осуществления процессе частичного облагораживания углеводородов 53 (крекинг в сверхкритической воде, гидрокрекинг в сверхкритической воде или каталитический крекинг в сверхкритической воде). При этом необходимо принимать во внимание, что температура РАВ 54 на дневной поверхности скважины 11 при их (РАВ 54) поступлении в безмуфтовую трубу 25 достигает температуры 650-700°C и, таким образом, безмуфтовая труба 25 является также и нагревательным элементом, который поддерживает высокую температуру псевдо-сверхкритического флюида 56 на протяжении всего пути его доставки на дневную поверхность скважины 11. Зазор между НКТ 12 и безмуфтовой трубой 25 составляет не более 12-15 мм, что обеспечивает достаточно высокую эффективность осуществления дополнительного поддерживающего нагрева псевдо-сверхкритического флюида 56 при его перемещении в межтрубном пространстве между НКТ и безмуфтовой трубой 25, выполняющей роль нагревателя в таком проточном реакторе трубчатого типа, каким является трубная конфигурация «труба в трубе».

В продуктивном пласте и дополнительно в проточном трубчатом реакторе - НКТ с коаксиально расположенной в них безмуфтовой трубой, осуществляются процессы, в результате которых на наноразмерном уровне кратковременно формируются объемные нанообласти с температурой до 1000°C и давлением более 100 МПа. Такие термобарические характеристики гидротермальной (псевдо-ультра-сверхкритической среды) среды являются необходимыми и достаточными условиями, как для осуществления частичной газификации углеводородов в НКТ, так и для синтеза наноалмазов из углеводородов.

Процессами, в результате осуществления которых в продуктивном пласте синтезируются наноалмазы, являются:

- автофлюидоразрывы закрытых пор продуктивного пласта в результате теплового расширения находящихся в них углеводородов и/или генерации синтетических углеводородов из находящегося в них керогена и битуминозной нефти, которая сопровождается также увеличением в объеме самого керогена и битуминозной нефти;

- возникновение и захлопывание кавитационных пузырьков при фазовом переходе флюида из сверхкритического состояния в докритическое состояние и обратно, в ходе осуществления которого генерируются ударные волны, разрушающие также и стенки флюидопроводящих каналов и, таким образом, увеличивающие проницаемость продуктивного пласта;

- тепловые нановзрывы во флюидопроводящих каналах продуктивного пласта, являющегося наноразмерной минеральной матрицей. Также необходимо учитывать, что в продуктивный пласт, в процессе воздействия на него РАВ №I.Б и №II вносится остаточный непроконвертированный в процессе осуществления реакций окисления и газификации метанол, и его присутствие в продуктивном пласте катализирует процесс внутрипластового синтеза наноалмазов. Процессом, благодаря которому осуществляется синтез наноалмазов в проточном трубчатом реакторе, является процесс образования кавитационных пузырьков на безмуфтовой трубе и их захлопывание, в результате которого образуются многочисленные ударные волны, накладывающиеся одна на другую и, сталкивающиеся одна с другой, в результате чего во многочисленных наноразмерных объемах и на наноуровне развиваются громадные давления и высокие температуры. Для повышения эффективности этого процесса безмуфтовая труба проточного трубчатого реактора оснащается насадками, которые уменьшают площадь сечения, образованного внутренней поверхностью НКТ и внешней поверхностью безмуфтовой трубы, и за зонами сужения по ходу движения псевдо-сверхкритического флюида эти насадки формируют кавитационные зоны, заполненные мобильными кавитационными пузырьками. Более того, в случае перехода в проточном трубчатом реакторе псевдо-сверхкритического флюида в псевдо-докритический флюид, наноалмазы в проточном трубчатом реакторе синтезируются также и за счет осуществления такого фазового перехода в процессе которого образуются и захлопываются многочисленные кавитационные пузырьки. Для повышения эффективности синтеза наноалмазов в проточном трубчатом реакторе, в него дополнительно периодически по НКТ вводится ВРА №2.Б, который является псевдо-сверхкритическим флюидом, состоящим из воды и метанола, по отдельности находящихся в сверхкритическом состоянии.

В заявленной группе изобретений осуществляется также периодическая очистка проточного трубчатого реактора от, осаждающихся на внутренней и внешней поверхности НКТ, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Такая очистка проточного трубчатого реактора от АСПО осуществляется в процессе отбора углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием (Фиг. 15), для чего на забой 10 скважины 11 по безмуфтовой трубе 25 постоянно поступает РАВ №I.A. 54 и при этом нижний срез безмуфтовой трубы 25 находится выше нижнего среза НКТ 12 на 500 метров. При этом соотношение подаваемого на забой 10 скважины 11 по безмуфтовой трубе 25 РАВ №I.A. по отношению к отбираемым из продуктивного пласта углеводородам составляет, как правило, 50 к 1, - пятьдесят частей РАВ №I.A. и одна часть отбираемых из продуктивного пласта углеводородов. Таким образом, для очистки проточного трубчатого реактора от АСПО в заявленной группе изобретений используется малонасыщенный углеводородами псевдо-сверхкритический флюид, преимущественно, более чем на 95-97%, состоящий из воды в сверхкритическом состоянии.

Каждый новый цикл воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла, начинается с интенсивного восстановления и увеличения частично утраченной проницаемости продуктивного пласта в процессе его деэнергизации - отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным активным частичным облагораживанием в НКТ в скважине в процессе доставки отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность скважины. Для этого используется высокотемпературное термохимическое воздействие на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов с использованием РАВ №II.А, имеющего температуру до 800°C, что наносит мгновенный тепловой удар по продуктивному пласту и в нем протекают процессы взрывоподобного роста объема внутрипластовых флюидов и взрывоподобной внутрипластовой генерации различных газов, включая Н2. Эти процессы, в свою очередь, результируются в мгновенное расширение наноразмерных флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы, сопровождаемое восстановлением и ростом проницаемости продуктивного пласта. Таким образом, перед каждым новым циклом воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла воздействия на продуктивный пласт, осуществляется предварительная подготовка продуктивного пласта за счет использования РАВ №II.А для восстановления проницаемости продуктивного пласта за счет частичной взрывоподобной внутрипластовой газификации углеводородов и взрывоподобного нагрева некоторой части внутрипластовых флюидов.

Так, например, после завершения процесса деэнергизации продуктивного пласта температура, находящихся в нем внутрипластовых флюидов, например, воды составляет 400°C при внутрипластовом давлении 32 МПа и имеет плотность 422,49 кг/м3 (Фиг. 18.). При введении в продуктивный пласт псевдо-ультра-сверхкритического флюида РАВ №II.А, имеющего температуру 800°C, температура внутрипластовой воды возрастает до 600°C при росте давления до 40 МПа. При этом плотность внутрипластовой воды в ультра-сверхкритическом состоянии снижается до 123,62 кг/м3, а объем, соответственно, увеличивается в 3,41 раза, что приводит к организации в продуктивном пласте огромного числа взрывоподобных автофлюидоразрывов продуктивного пласта и росту напорного режима. Как и в случае с образованием высокотемпературной внутрипластовой реторты, описанное выше внутрипластовое событие, направленное на восстановление и увеличение проницаемости продуктивного пласта в начале осуществления каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт за исключением первого цикла, становится возможным реализовать благодаря низкой проницаемости продуктивного пласта, низкой флюидопропускной способности наноразмерных флюидопроводящих каналов, которая препятствует инжектируемому РАВ моментально распространяться далее вглубь продуктивного пласта. Существенную роль в этом внутрипластовом событии играет и низкопроницаемая «оболочка» ядра внутрипластовой реторты, которая была образована в ходе осуществления первого цикла воздействия на продуктивный пласт. Последовательность операций, реализующая заявленный способ, дополнительно представлена в таблице №3. При этом, как следует из таблицы №3 последовательность операций: низкотемпературное термохимическое воздействие (I.1.), низкотемпературное термохимокаталитическое воздействие с нанопроппантом (I.2.), кислотное термохимическое воздействие (I.3.), тепловое воздействие (I.4.), внутрипластовые тепловые взрывы (I.5.), высокотемпературное термохимическое воздействие на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений (II.1.), высокотемпературное термохимическое воздействие на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов (II.2.), термо-каталитическое воздействие (III.1.), водородно-термо-каталитическое воздействие с использованием нанопроппанта (III.2.) и термо-гидроуглекислотное воздействие (III.3.) реализуется в строгой представленной выше последовательности лишь в ходе осуществления первого цикла воздействия на продуктивный пласт. Но для увеличения величины степени реэнергизации продуктивного пласта уже первый цикл воздействия может быть завершен повторным использованием высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов (II.2.) с последующим отбором углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с дополнительным частичным облагораживанием отобранных углеводородов (IV.).

Описанные выше способ и Технологический комплекс особенно эффективны при работе на продуктивных пластах, залегаемых на глубине от 2200 до 5000 метров. Однако они могут быть использованы и при освоении продуктивных пластов, залегающих на глубине от 50 до 2200 метров. Для освоения таких пластов необходимо соблюдение некоторых особенностей, приведенных ниже и, которые не меняют, а лишь детализируют сущность раскрытых выше решений.

Общая особенность продуктивных нефтекерогеносодержащих пластов, залегаемых на глубине менее 2200 метров заключается в том, что содержащейся в них кероген является менее зрелым и в большей степени сохранил свой нефтегенерационный потенциал. Так, в частности, по имеющимся расчетам, генерация нефтяных углеводородов к концу главной фазы нефтеобразования, например, в доманиковой свите (глубина залегания 1500-1600 метров) достигает 18-19% от исходной массы органического вещества/керогена, а в баженовской и кумской свитах, сложенных типичным сапропелевым материалом - около 26-30% от исходного органического вещества. Из этого следует, что для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из менее зрелого керогена, например, доманиковой свиты, удельно потребуется больше тепловой энергии, а температура окончательной пиролизации для него будет выше, чем для керогена баженовской свиты, но, вместе с этим, удельно из керогена доманиковой свиты будет сгенерировано больше синтетических углеводородов, чем из керогена баженовской свиты.

Отличительной особенностью осуществления воздействий на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты, залегаемые на глубине менее 2200 метров, являются два эффекта:

- эффект «перехода флюида через точку критического давления при температуре выше критической»; и

- эффект «перехода флюида через точку критической температуры при докритическом давлении».

В данном конкретном описании под термином «флюид» понимается:

- вода в докритическом состоянии;

- псевдо-докритический флюид;

- вода в ультра-сверхкритическом состоянии и/или вода в сверхкритическом состоянии;

- псевдо-ультра-сверхкритический флюид и/или псевдо-сверхкритический флюид.

Для псевдо-флюидов критическая точка давления (Ркрит), которая для чистой воды составляет 22,064 МПа, может быть смещена и, таким образом, критическое давление для псевдо-флюидов может быть или ниже или выше значения критической точки давления для чистой воды. Для псевдо-флюидов критическая точка температуры (Ткрит), которая для чистой воды составляет 373,95°C, может быть также смещена и, таким образом, критическая температура для псевдо-флюидов может быть или ниже или выше значения критической точки температуры для чистой воды. Так, например, при насыщении воды диоксидом углерода (CO2) Ткрит уменьшается, а Ркрит возрастает, а при насыщении воды хлоридом натрия (NaCl) Ткрит возрастает при одновременном увеличении Ркрит. Так как Ткрит и Ркрит псевдо-флюидов зависят от композиционного состава псевдо-флюидов и концентрации в них различных веществ, то, названные выше эффекты, поясняются на примере чистой воды (РАВ №I.A) и суть их заключается в следующем.

Например, продуктивный пласт нефтеносного сланцевого плея залегает на глубине 900 метров. Внутрипластовое давление незначительно выше гидростатического и составляет 10 МПа. Проницаемость продуктивного пласта низкая и позволяет при соответствующих скорости и объеме инжектирования в продуктивный пласт РАВ №I.A сформировать в продуктивном пласте высокотемпературную внутрипластовую реторту со следующими характеристиками в «ядре» внутрипластовой реторты: Т=450°C, Р=45 МПа и плотность (ρ) РАВ №I.A.=343,02 кг/м3.

При отборе из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов давление внутри продуктивного пласта в околотрещиноватых зонах снижается с 45 МПа до 15 МПа, и температура РАВ №I.A. также снижается с 450°C до 400°C, но остается выше Ткрит. При этом плотность (ρ) РАВ №I.A уменьшается до 63,81 кг/м3, а объем РАВ №I.A., соответственно, возрастает в 5,37 раза (Таблица 4.). В таблице 4 демонстрируется динамика увеличение объема отбираемого из продуктивного пласта флюида и уменьшения его плотности (на примере чистой воды) при значительном понижении давления флюида с 45 МПа до 15 МПа и при незначительном снижении температуры флюида с 450°C до 400°C. Из таблицы 4 следует, что напорный режим вытеснения флюида из продуктивного пласта постоянно присутствует и растет, начиная от момента начала отбора флюида из продуктивного пласта и до его завершения, обеспечивая тем самым эффективный отбор флюида из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины при условии недопущения критической компакции продуктивного пласта.

Таким образом, суть рассматриваемого эффекта заключается в относительно резком и значительном уменьшении плотности РАВ и увеличении его объема при переходе через Ркрит при незначительном понижении его температуры, но не ниже Ткрит, что результируется в дополнительную реэнергизацию продуктивного пласта в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, а также в дополнительное увеличение проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на макроуровне и в данном случае эффект «перехода флюида через Ркрит при его температуре выше Ткрит» внешне похож на внутрипластовые тепловые взрывы (РАВ №I.Б), а также в увеличение КИН. Так, при увеличении объема РАВ №I.A. в 5,37 раза (см. приведенный выше пример) только за счет этого феномена из продуктивного пласта должно быть экспортировано 81,37% РАВ №I.A.

В процессе нормализации продуктивного пласта (временной период после окончания отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта и возобновлением инжектирования рабочих агентов воздействия в продуктивный пласт) происходит снижение давления в «ядре» внутрипластовой реторты, например, с 15 МПа до 12 МПа, а также снижение температуры оставшегося в продуктивном пласте РАВ №I.A, (18,63%) от первоначального количества), например, с 400°C до 310°C. При этом плотность РАВ №I.A. увеличился до 669,5 кг/м3, а его объем уменьшился в 10,49 раза. Таким образом, суть рассматриваемого эффекта заключается во взрывоподобном увеличении плотности и уменьшении объема флюида при его переходе через Ткрит при докритическом давлении флюида. (Таблица 5.). В таблице 5 демонстрируется динамика уменьшения объема отбираемого из продуктивного пласта флюида и увеличения его плотности (на примере чистой воды) при незначительном понижении давления флюида с 15 МПа до 12 МПа и при относительно значительном снижении температуры флюида с 400°C до 310°C. Из таблицы 5 следует, что в результате этого процесса в продуктивном пласте высвобождается значительное пустотное пространство, которое необходимо для успешной закачки РАВ в продуктивный пласт в ходе реализации следующего цикла воздействия на продуктивный пласт.

В результате осуществления этого эффекта оставшийся в продуктивном пласте РАВ №I.A занимает всего 9,53% от всего объема «пустотного» пространства продуктивного пласта (открытые поры/флюидопроводящие каналы), а 90,46% объема открытого порового пространства и флюидопроводящих каналов продуктивного пласта заполнено нанопроппантом и флюидом в газообразной форме. Такое «пустотное» пространство продуктивного пласта в ходе следующего цикла воздействия на него легко и быстро заполняется инжектируемыми в продуктивный пласт РАВ, что значительно повышает эффективность заявленного способа при его использовании в продуктивных пластах, залегаемых на глубине менее 2200 метров. Процесс активной компакции продуктивного пласта в ходе реализации данного эффекта осуществляться не будет, так как «пустотное» пространство продуктивного пласта (открытые поры/флюидопроводящие каналы) заполнено нанопроппантом и флюидом в газообразной форме, давление которого в заявленном изобретении всегда сохраняется выше гидростатического давления, как минимум, на 2-3 МПа.

Для использования заявленного способа на продуктивных пластах, залегаемых на глубине менее 2200 метров, несколько модифицируется и продуктопровод.

Безмуфтовая труба 25 в данном случае имеет в нижней части перфорированный отверстиями 61 участок и жиклер 58 в нижней части. (Фиг. 16.А.). При функционировании комплекса компонент №1 какого-либо из РАВ 59 поступает в НКТ 12. Компонент №2 какого-либо из РАВ 60 поступает в безмуфтовую трубу с перфорацией 57. В подпакерной зоне и зоне смешения 61 происходит смешение компонента №1 РАВ 59 и компонента №2 РАВ 60, в результате которого в подпакерной зоне и зоне смешения 61 формируется какой-либо РАВ 62. Насадка (жиклер, размещенный в нижней части НКТ) для уменьшения площади сечения НКТ 58 установлена на нижнем конце безмуфтовой трубы 25. Безмуфтовая труба и насадка полностью находятся внутри НКТ 12 и, благодаря такому их расположения, площадь сечения НКТ 12 уменьшается до расчетной величины и внутри НКТ 12 в той ее части, которая расположена выше насадки, формируется ультра-сверхкритическая или сверхкритическая водная среда или псевдо-ультрасверхкритическая или псевдо-сверхкритическая среда, давление которой всегда выше Ркрит. Сформированный какой-либо РАВ 62 далее инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления на него какого-либо из воздействий. Далее (Фиг. 16.Б.) безмуфтовая труба 25 опускается ниже на забой 10 скважины 11 и, таким образом, выводится из НКТ 12 для восстановления площади сечения НКТ.

Такая операция выполняется в следующих случаях:

- при использовании РАВ №I.A, I.B., II, III, и III.А;

- после того, как в продуктивном пласте 14 сформирована, как минимум, сверхкритическая водная или псевдо-сверхкритическая среда;

- при осуществлении отбора молекулярно модифицированных и частично измененных углеводородов из продуктивного пласта 14.

V. Перевод нефтяной скважины в режим работы геотермальной скважины, - геотермальная декомиссия нефтяной скважины.

После окончание экономически обоснованного отбора из продуктивно пласта или из искусственно сформированной в продуктивном пласте высокотемпературной внутрипластовой реторты высокотехнологичной нефти нефтяная скважина переводится в режим работы геотермальной скважины концепции «Улучшенная геотермальная система» (Enhanced Geothermal System, - EGS) и начинается процесс геотермальной декомиссии нефтяной скважины, в ходе которого из высокотемпературной внутрипластовой реторты рекуперируется часть (до 50 процентов) ранее внесенной в нее энтальпии.

По сравнению с решениями - аналогами заявленная группа изобретений обладает следующими преимуществами, обеспечивающими получение указанного технического результата.

В заявленной группе изобретений активно используется ультра-сверхкритический паровой/водный цикл с высокими термобарическими характеристиками (Т до 800°C при Р до 50 МПа).

Используемый при реализации способа донагрев РАВ №II.А на забое скважины до температуры 700 до 800°C позволяет осуществлять кратковременную, но мощную внутрипластовую частичную газификацию углеводородов и при этом обеспечить:

- мощную реэнергизацию продуктивного пласта;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования с последующим их дополнительным частичным облагораживаем в НКТ;

- увеличение объемов внутрипластовой генерации синтетического газа (H2, CO2, СО и CH4), который, наравне с попутным нефтяным газом, является топливом для наземного генератора ультра-сверхкритической воды. При этом последующее использование РАВ №I.B позволяет закрепить трещиноватость нанопроппантом и каталитическим нанопроппантом, постепенно формируя в околоскважинном объеме «каталитический пояс/фильтр» для каталитического крекинга углеводородов, отбираемых из продуктивного пласта в скважину и проходящих через такой «каталитический пояс/фильтр».

Выделяемое в процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов тепло расходуется на дополнительный нагрев вмещающей горной породы и содержащихся в ней углеводородов.

Тепловые взрывы превосходят по своей эффективности ГРП или многостадийный ГРП и исключают необходимость его опережающего применения для увеличения проницаемости продуктивных пластов на макроуровне.

В заявленном способе для увеличения проницаемости продуктивных пластов помимо осуществления теплового воздействия, внутрипластовых тепловых взрывов и основного термохимического воздействия, включая кратковременную внутрипластовую частичную газификацию углеводородов, целенаправленно используется также и кислотное термохимическое воздействие за счет использования РАВ №I.

В результате осуществления предусмотренных способом воздействий на продуктивный пласт, а также используемых РАВ при реализации способа с использованием технологического комплекса, осуществляется генерация синтетических углеводородов из керогена и облагораживание нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, которая выражается в улучшении ее качества (необратимое снижение ее вязкости и плотности) за счет дробления крупных молекул углеводородов (уменьшение степени молекулярной блокировки наноразмерных флюидопроводящих каналов) на более мелкие, десульфиризации углеводородов, их деметализации и подавления процесса полимеризации асфальтенов (коксообразования).

Особенностью заявленной группы изобретений также является не только проведение процесса газификации органических соединений в сверхкритической воде и осуществление процесса окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя, но и продолжение процесса облагораживания уже отобранных из продуктивного пласта углеводородов в процессе их доставки с забоя скважины на ее дневную поверхность по НКТ в образованном в НКТ с безмуфтовой трубой проточном реакторе трубчатого типа, а также генерации сингаза и синтеза наноалмазов, осуществляемых в образованном проточном трубчатом реакторе.

Еще одной особенностью заявленной группы изобретений является целенаправленное формирование на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов нанопористого углеродного покрытия, которое позволяет флюидам перемещаться по ним с минимальным сопротивление на трение и со значительно более высокой скоростью.

Геотермальный способ декомиссии нефтяной скважины позволяет за счет генерации по низкой себестоимости геотермальной тепловой энергии в процессе выведения нефтяной скважины их эксплуатации, практически, компенсировать величину капитальных затрат на строительство скважины и удельных капитальных затрат на изготовление Технологического комплекса.

Таким образом, использование заявленной группы изобретений позволяет реэнергизировать продуктивный пласт и, увеличив его проницаемость, создать в продуктивном пласте объемную и объединенную эффективную флюидопроводящую систему на микро, мезо и макроуровне и достичь 45-55% КИН за счет реэнергизации продуктивного пласта, увеличения его проницаемости, десорбции адсорбированных углеводородов с поверхности флюидопроводящих каналов, уменьшения величины молекул углеводородов, а также отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов через зону с измененной увеличенной проницаемость в режиме фонтанирования скважины.

Использование заявленной группы изобретений позволяет рационально использовать природные ресурсы за счет высокого КИН и комплексного вовлечения в активную разработку всего углеводородного потенциала нефтеносных сланцевых плеев, сосредоточенного в нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти (термобитум и тяжелые нефти) и в керогене (синтетические углеводороды в жидкой и газообразной форме).

Использование заявленной группы изобретений позволяет уменьшать вязкость и плотность - частично облагораживать, улучшать качество нефти низкопроницаемых пород и тяжелых нефтей, а также генерировать внутри продуктивного пласта синтетические углеводороды высокого качества из термобитума (битуминозной нефти) и керогена. Более того, процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных углеводородов продолжается в НКТ - в проточном трубчатом реакторе в процессе доставки таких углеводородов с забоя скважины на ее дневную поверхность.

Использование заявленной группы изобретений позволяет минимизировать себестоимость добычи углеводородов термохимическим способом и, таким образом, увеличить экономическую эффективность добычи природных битумов, тяжелых нефтей, битуминозной нефти, нефти низкопроницаемых пород и синтетических углеводородов, сгенерированных внутри продуктивного пласта из керогена.

В целом, заявленная группа изобретений обеспечивает эффективное комплексное воздействие на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты, залегаемые на глубине от 50 до 4000-5000 метров.

Заявленная группа изобретений обеспечивыает повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет:

- уменьшения величины степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов за счет дробления крупных молекул углеводородов на более мелкие, в том числе и при прохождении через «каталитический пояс/фильтр» (термический крекинг, крекинг в СК-воде и гидрокрекинг и каталитический крекинг в присутствии водорода или катализаторов, - доноров водорода);

- десорбции молекул углеводородов с внутренней поверхности флюидопроводящих каналов, в результате чего увеличивается их толщина и пропускная способность;

- необратимого снижения вязкости и плотности битуминозной нефти, нефти низкопроницаемых пород и внутрипластовой генерации синтетической нефти высокого качества из керогена и битуминозной нефти, обладающих более высокой подвижностью по сравнению с внутрипластовыми углеводородами в их естественном состоянии в продуктивном пласте, который не подвергался тепловому и/или термохимическому воздействию;

- генерации синтетической нефти из керогена, объем которой, примерно, на 30% превышает объем керогена, из которого она была сгенерирована;

- внутрипластовой газификации углеводородов (примерно, 380 м3 и более углеводородных газов на тонну отобранной нефти);

- внутрипластовой генерации значительного количества CO2;

- уменьшения плотности и увеличения объема отбираемого из продуктивного пласта углеводородосодержащего флюида при незначительном снижении его температуры и существенном снижении внутрипластового/внутрипорового давления. Так, например, при Т=450°C и Р=45 МПа вода имеет плотность 343 кг/м3; при Т=420°C и Р=32 МПа ее плотность снижается до 246 кг/м3, а объем возрастает в 1,39 раз. Примерно то же самое происходит и с диоксидом углерода, и с другими флюидами. Так, например, плотность CO2 при Т=450°C и Р=45 МПа составляет 304 кг/м3; при Т=420°C и Р=32 МПа плотность уменьшается до 236 кг/м3, а объем возрастает в 1,28 раза. Таким образом, в процессе отбора углеводородосодержащего флюида из продуктивного пласта в силу указанных причин (значительное снижение давления углеводородосодержащего флюида при незначительном понижении его температуры) самоформируется внутрипластовый вытесняющий напорный режим, дополнительно реэнергизирующий продуктивный пласт и, тем самым, дополнительно обеспечивающий осуществление режима фонтанирования скважины;

- увеличения межгранулярной проницаемости в результате действия органических кислот, сгенерированных из керогена в процессе его внутрипластового гидропиролиза; и, наконец,

- отбора углеводородосодержащего флюида (высокотехнологичной нефти) через разогретые зоны продуктивного пласта с улучшенной увеличенной проницаемостью (цикличность воздействия из одной скважины) и через нанофлюидопроводящие каналы с нанопористым углеродным покрытием;

- дополнительного нагрева в НКТ с теплоизоляцией отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти (повышение ее мобильности за счет уменьшения вязкости) в процессе ее дополнительного частичного облагораживания при доставке с забоя скважины на ее дневную поверхность.

- отбора остаточной нефти в процессе гидротермальной декомиссии нефтяных скважин/высокотемпературных внутрипластовых реторт.

Несмотря на то, что заявленная группа изобретений описывается на представленных примерах, возможны различные модификации, включая модификации конфигураций продуктопроводов в скважине, не противоречащие основным принципам изобретения. Поэтому настоящую группу изобретений следует рассматривать как относящуюся к любым подобным модификациям в пределах существа изобретения.

1. Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу, отличающийся тем, что перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом, после чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для проведения низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент в виде насыщенной ПАВ воды, имеющей температуру не более 150°С и давление не более 45 МПа (РАВ №III).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для проведения низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент в виде воды, в которую введена смесь анионного ПАВ и наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, преимущественно оксида железа (FeO, Fe2O3 и/или Fe3O4), имеющей температуру не более 150°С и давление не более 45 МПа (РАВ № III.А).

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для проведения кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент в виде воды, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями, имеющей температуру не более 593°С и давление не более 45 МПа (РАВ №I).

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для теплового воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент в виде воды, имеющей температуру не более 593°С и давление не более 45 МПа (РАВ №I.A).

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления тепловых взрывов в продуктивном пласте используют рабочий агент в виде воды, насыщенной окислителем и имеющей температуру не более 593°С и давление не более 45 МПа (РАВ №I.Б).

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе наземной и/или скважинной газификации газифицируемых в воде, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, или в сверхкритической воде органических соединений, преимущественно метанола и/или нефти или смеси нефти и метанола, используют рабочий агент воздействия в виде воды, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, или в виде воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом, диоксидом углерода, метаном, монооксидом углерода, а также непроконвертированным остаточным метанолом, или нефтью, или смесью нефти и метанола (РАВ №II).

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в РАВ №II дополнительно введены катализаторы риформинга органических соединений, например наночастицы оксидов железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4).

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что для увеличения выхода водорода в воду, имеющую давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, или в сверхкритическую воду при приготовлении РАВ №II добавляют гидроксид натрия (NaOH), или карбонат калия (K2CO3), или наночастицы никеля (Ni) в качестве катализатора, или их смесь.

10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что для повышения выхода водорода, в воду, имеющую давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, или в сверхкритическую воду при приготовлении РАВ №II добавляют муравьиную кислоту (CH2O2).

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов используют рабочий агент в виде воды в сверхкритическом состоянии или воды, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, насыщенной диоксидом углерода, а также непроконвертированным метанолом, или нефтью, или смесью метанола и нефти (РАВ №II.А).

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что РАВ №II.А дополнительно содержит катализаторы риформинга органических соединений, например наночастицы оксидов железа (FeO, Fe2O3 и Fe3O4).

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления термокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент в виде воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной наноразмерными катализаторами конверсии углеводородов, включая наноразмерные катализаторы конверсии керогена (РАВ №IV).

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что в качестве катализаторов используют наноразмерные катализаторы с размерами частиц металлов, или их оксидов, или солей металлов, или хлоридов переходных металлов от 5 до 100 нм.

15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления водородно-термокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент в виде воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия, и/или оксида цинка, и/или оксида железа или наноразмерными частицами церия, циркония, вольфрама (РАВ №I.B).

16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия используют рабочий агент в виде сверхкритической воды, насыщенной диоксидом углерода и непроконвертированной остаточной нефтью, или метанолом, или смесью нефти и метанола (РАВ №1.Г).

17. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в процессе воздействия на продуктивный пласт осуществляют синтез наноалмазов из углеводородов, для чего в продуктивный пласт инжектируют рабочий агент воздействия в виде воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной окислителем (РАВ №1.Б), и РАВ №II и доводят температуру в локальных нанообъемах продуктивного пласта до 1000°С, а давление до 100-200 МПа.

18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что генерацию сингаза и синтез наноалмазов осуществляют в проточном трубчатом реакторе, для чего в него вводят вторичный рабочий агент в виде насыщенной метанолом воды температурой от 500°С до 593°С при давлении до 45МПа (ВРА №2.Б) или иные подходящие первичные рабочие агенты, вторичные рабочие агенты или рабочие агенты воздействия, доводят в проточном реакторе в локальных нанообъемах температуру до 1000°С и давление до 100-200 МПа, а безмуфтовую трубу проточного трубчатого реактора оснащают насадками, которые уменьшают площадь сечения, образованного внутренней поверхностью насосно-компрессорной трубы и внешней поверхностью безмуфтовой трубы.

19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины прекращают в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта превышает гидростатическое давление на 2-3 МПа.

20. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждый цикл воздействия на продуктивный пласт завершают, а каждый новый цикл воздействия на продуктивный пласт, кроме первого, начинают инжектированием в продуктивный пласт рабочего агента воздействия в виде насыщенной диоксидом углерода воды температурой от 593 до 800°С и давлением до 45 МПа (РАВ №II.А).

21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что интенсивность воздействия РАВ №II.А на продуктивный пласт в начале каждого нового цикла, исключая первый цикл, всегда выше интенсивности его воздействия на продуктивный пласт в конце предыдущего цикла.

22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления интенсивного внутрипластового каталитического крекинга углеводородов околоскважинный объем продуктивного пласта насыщают каталитическим нанопроппантом в форме наноразмерных частиц оксидов металлов, преимущественно оксидов железа.

23. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для снижения сопротивления на трение и для увеличения скорости перемещения флюидов в околоскважинном объеме продуктивного пласта по наноразмерным флюидопроводящим каналам на внутренней поверхности этих наноразмерных флюидопроводящих каналов за счет осуществления процесса гидротермальной карбонизации углеводородов формируют нанопористое углеродное покрытие.

24. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для рекуперации части тепловой энергии, ранее внесенной в продуктивный пласт для формирования в нем высокотемпературной внутрипластовой реторты, после завершения эксплуатации нефтяной скважины и окончания отбора высокотехнологичной нефти из продуктивного пласта, осуществляют процесс гидротермальной декомиссии нефтяной скважины, заключающийся в закачке в продуктивный пласт теплой воды с последующим отбором из него остаточных углеводородов и воды в сверхкритическом состоянии в форме перегретого пара, влажного пара или в форме горячей воды.

25. Технологический комплекс для добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий наземный генератор воды, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, продуктопровод, выполненный в виде колонны насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в скважине до ее забоя, отличающийся тем, что в колонне насосно-компрессорных труб коаксиально и с зазором установлена безмуфтовая труба, при этом технологический комплекс оснащен установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, первым и вторым смесителями, реактором окисления, реактором риформинга органических соединений с блоком обогащения реактора органическими соединениями, емкостью для поверхностно-активных веществ, емкостью для смеси анионного ПАВ и наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, преимущественно оксида железа (FeO, Fe2O3 и/или Fe3O4), емкостью для холодной воды, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями, емкостью для окислителя, емкостью для органических соединений, емкостью для холодной воды, насыщенной наноразмерным катализатором, емкостью для метанола, нефти или смеси нефти и метанола, емкостью для насыщенного коллоидного раствора холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия, и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси, и емкостью для метанола, нефти или смеси нефти и метанола, при этом выход генератора может быть соединен непосредственно с колонной насосно-компрессорных труб, или с первыми входами первого или второго смесителя, или первым входом реактора окисления, или первым входом реактора риформинга органических соединений, второй вход первого смесителя имеет возможность соединения с емкостью для поверхностно-активных веществ или с емкостью для смеси анионного ПАВ и наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, преимущественно оксида железа (FeO, Fe2O3 и/или Fe3O4), а его выход - с колонной насосно-компрессорных труб, безмуфтовая труба имеет возможность соединения с емкостью для холодной воды, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями, или с емкостью для окислителя, или с емкостью для холодной воды, насыщенной наноразмерным катализатором, емкость для органических соединений соединена с блоком обогащения органическими соединениями наземного реактора риформинга органических соединений, выход которого имеет возможность подсоединения к колонне насосно-компрессорных труб, второй вход реактора окисления соединен с емкостью для насыщенного коллоидного раствора холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия, и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси, а выход реактора окисления имеет возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб, второй вход второго смесителя связан с емкостью для окислителя, а его выход имеет возможность соединения с первым входом реактора окисления, к второму входу которого имеет возможность подсоединения емкость для метанола, нефти или смеси нефти и метанола.

26. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб с возможностью извлечения.

27. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб таким образом, что ее нижний срез находится выше нижнего среза колонны насосно-компрессорных труб.

28. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб таким образом, что ее нижний срез находится на одном уровне с нижним срезом колонны насосно-компрессорных труб.

29. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб таким образом, что ее нижний срез находится ниже нижнего среза колонны насосно-компрессорных труб.

30. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что установленная в скважине колонна насосно-компрессорных труб и расположенная в ней безмуфтовая труба образуют проточный реактор трубчатого типа.

31. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что наземный генератор воды, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С, имеет мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта для модификации поверхности. Способ обработки кремнистого или содержащего оксид металла подземного пласта, через который проходит скважина, включает закачивание в скважину агента для модификации поверхности, содержащего производное органической фосфорсодержащей кислоты в качестве якорного фрагмента и фторсодержащий остаток в качестве гидрофобного хвоста, где гидрофобный хвост напрямую присоединен к якорному фрагменту, когда агент для модификации поверхности закачан в скважину, связывание агента для модификации поверхности с поверхностью подземного пласта за счет присоединения к пласту якорного фрагмента, и расположение агента для модификации поверхности на кремнистом или содержащем оксид металла подземном пласте таким образом, чтобы гидрофобный хвост был удален от поверхности пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к оценке эффективности матричной кислотной обработки. Техническим результатом является значительное сокращение объема получаемых данных, что ускоряет процесс интерпретации данных и делает его менее чувствительным к ошибкам.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и касается способа подбора кислотного состава. Способ включает в себя отбор проб нефти до проведения обработки призабойной зоны кислотным составом, пробоподготовку, основанную на обезвоживании нефти способом центрифугирования, и приготовление раствора исходной нефти в толуоле.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к процессам кислотной обработки. Технический результат - растворение растворимых в кислоте материалов при низких температурах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты.

Настоящее изобретение относится к композитному материалу для обработки скважин и его применению при обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины для повышения добычи углеводородов, включающий агент для модификации поверхности, нанесенный по крайней мере частично на твердую частицу в виде покрытия, и где агент для модификации поверхности содержит содержащий металл якорный фрагмент и гидрофобный хвост, где гидрофобный хвост представляет собой кремнийорганическое соединение, фторированный углеводород или оба компонента - кремнийорганическое соединение и фторированный углеводород, и, кроме того, где содержащий металл якорный фрагмент в составе агента для модификации поверхности присоединен к твердой частице.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежей, содержащих нефть с высокой вязкостью.

Группа изобретений относится к операциям заканчивания в стволе скважины с использованием многотрубных систем. Технический результат – повышение эффективности заканчивания скважины.

Описаны система и способ приготовления флюида для обработки приствольной зоны, включающий загрузку пакетов, содержащих покрытую оболочкой добавку, в зону хранения пакетов первого контейнера; пропускание пакетов в измельчитель пакетов; разрушение оболочек пакетов для вскрытия добавки; пропускание незащищенной оболочкой добавки в смеситель; пропускание водного раствора из второго контейнера в смеситель и смешивание незащищенной оболочкой добавки с водным раствором для получения флюида для обработки приствольной зоны.

Изобретение относится к применению отслаивающего материала для повышения вязкости неводной жидкой основы, содержащей органофильную глину. Отслаивающий материал содержит глицеринкарбонат и алкоксилированный спирт, имеющий формулу: ,в которой R представляет собой неразветвленный или разветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, или ароматический радикал, имеющий структуру: ,в которой R1 представляет собой разветвленный или неразветвленный алкил, содержащий от 2 до 18 атомов углерода, R2 представляет собой H или CH3, R3 представляет собой H или CH3, a составляет от 0 до 12 и b составляет от 1 до 12.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к вариантам системы гидравлического разрыва пласта. Система включает гидравлическую систему передачи энергии, выполненную с возможностью обмена давлением между первой жидкостью и второй жидкостью.

Изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородосодержащего пласта с использованием гидроразрыва.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Варианты реализации в контексте настоящего изобретения относятся к способу гидравлического разрыва подземного пласта, пересекаемого стволом скважины, включающему получение характеристик данного пласта с использованием измеренных характеристик пласта, включая механические характеристики геологических границ, идентификацию высоты трещины пласта, при этом идентификация включает расчет поверхности контакта трещины гидроразрыва пласта с геологическими границами, и гидравлический разрыв пласта, при этом вязкость флюида или скорость потока флюида или же оба выбираются с применением расчетов.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород. Способ включает приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт. При этом перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента. Подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов. Причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом. После чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность. При этом в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой. Технологический комплекс для добычи углеводородов включает наземный генератор воды, имеющей давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593˚С, продуктопровод, выполненный в виде колонны теплоизолированных НКТ, размещенных в скважине до ее забоя. Причем генератор имеет возможность подключения выходом к колонне НКТ. Технологический комплекс оснащен смесителем, установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, а также реактором окисления, реактором риформинга органических соединений и блоком обогащения органическими соединениями, подсоединенным выходом к первому входу реактора риформинга органических соединений, ко второму входу которого имеет возможность подсоединения генератор. При этом выход реактора риформинга имеет возможность подсоединения к колонне НКТ. К входу реактора окисления подсоединен генератор. Выход реактора окисления имеет возможность подсоединения к колонне НКТ. При этом в колонне НКТ коаксиально расположена с зазором безмуфтовая труба, к которой имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды или емкость для окислителя. Смеситель имеет возможность подсоединения входом к генератору, а выходом - к колонне НКТ. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей добычи углеводородов за счет обеспечения эффективной их добычи из низкопроницаемых нефтекерогеносодержащих пластов, а также повышение качества добываемых углеводородов за счет молекулярной конверсии нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти в более легкие нефти. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 5 табл., 18 ил.

Наверх