RU2671880C1

RU2671880C1 - Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation

Info

Publication number: RU2671880C1
Application number: RU2017117298A
Authority: RU
Inventors: Владимир Георгиевич Кирячек; Олег Васильевич Коломийченко; Николай Николаевич Клинков; Кооле Корнелис; Вячеслав Михайлович Ничипоренко; Анатолий Александрович Чернов; Отто Гуйбер; Александр Пархоменко
Original assignee: Владимир Георгиевич Кирячек; Олег Васильевич Коломийченко; Николай Николаевич Клинков; Кооле Корнелис; Вячеслав Михайлович Ничипоренко; Анатолий Александрович Чернов; Отто Гуйбер; Александр Пархоменко
Priority date: 2017-05-18
Filing date: 2017-05-18
Publication date: 2018-11-07
Also published as: WO2018212674A1

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: group of inventions refers to the oil and gas industry and can be used to intensify the extraction of oil from low permeable rocks. Method includes the preparation of working agents, injecting them along the product pipeline into a productive oil-kerogen containing reservoir. In this case, before the high-temperature thermochemical impact on the productive layer, the natural fracturing is restored and natural fluid-conducting channels in the bottomhole zone of the productive formation by low-temperature thermochemical exposure to it with a working agent, followed by channel fixing with a nanoproppant as a result of low-temperature thermochemical catalytic action using a working agent. Productive layer is subjected to acidic thermochemical treatment using a working agent with the subsequent thermal impact on the productive layer and the carrying out of intra-plastic thermal explosions in it. After the implementation of the main high-temperature thermochemical treatment and before the selection of hydrocarbons, a thermocatalytic effect on a productive stratum for in-situ upgrading of hydrocarbons with subsequent implementation of a hydrogen-thermocatalytic effect on the productive stratum using catalytic nanoproppant to increase the degree of completeness of the molecular modification of oil of low permeable rocks, bituminous oil and kerogen in more valuable hydrocarbons and preventive compaction of the productive formation by fixing the fluid-conducting channels of the productive formation with a nanoproppant. After that, the thermohydrocarbon acid effect on the reservoir with the subsequent selection by the product pipeline of modified and partially refined hydrocarbons on the day surface. In this process, during the delivery of hydrocarbons to the surface, additional partial refining is carried out by passing through a flow reactor, formed by the space in the product pipeline between the tubing string (coiled tubing) and coaxially placed in it by the coupling sleeve. Technological complex for the production of hydrocarbons includes a ground water generator having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 °C, a product pipeline, made in the form of a column of thermally insulated tubing, located in the well before its slaughter. Moreover, the generator has the possibility of connecting the output to the tubing string. Technological complex is equipped with a mixer, a water treatment plant, a connected output to the generator input, as well as an oxidation reactor, a reformer for organic compounds and an enrichment unit with organic compounds connected to the first inlet of a reformer for organic compounds, to the second input of which the generator is able to connect. In this case, the output of the reforming reactor is able to be connected to the tubing string. Generator is connected to the inlet of the oxidation reactor. Output of the oxidation reactor is capable of being connected to a tubing string. At the same time, in the tubing string, coaxial with the gap is a coaxial tube, to which there is a possibility of connecting a container for cold water or an oxidizer tank. Mixer has the possibility of connecting the input to the generator, and the output to the tubing string.EFFECT: technical result is the expansion of the functional capabilities of hydrocarbon production by ensuring their efficient extraction from low-permeability petrocarbon-containing reservoirs, as well as improving the quality of hydrocarbons produced by molecular conversion of low-permeability oil and bituminous oil into lighter oils.31 cl, 18 dwg, 5 tbl

Description

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.The group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used to intensify the extraction of oil of low permeability rocks, the molecular conversion of oil of low permeability rocks and bituminous oil to lighter oils, in-situ generation of synthetic hydrocarbons from solid organic matter - kerogen and bituminous oil, and also for molecular modified and partially enriched thermal bitumens and heavy oils from oil-kerogen-containing formations without the use of aqueous hydra nical fracturing (frac) or aqueous multistage fracturing.

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.At present, hydrocarbon deposits (suites) have been discovered, the main hydrocarbon potential of which is not in mobile oils, but in stationary kerogen, as well as in stationary and / or inactive bituminous oils. Such suites include, in particular, the North American Bakken / Three Forks, Eagle Ford, Perm basin (USA), Paris basin (France), Lower Saxon basin (Germany), West Netherlands basin (Netherlands), Wilde basin (Great Britain) formation

(Hungary), the Wak Muert formation (Argentina), as well as the Russian Bazhenov, Domanik, Frolov, Tyumen and Hadum suites.

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.The Bazhenov and Domanik formations are often compared with the main North American oil shale plays, such as the Bakken / Three Forks, Eagle Ford and the Perm basin, the industrial development of which, due to the rapid decline in the flow rate of wells, is realized through intensive drilling, using mainly long-stemmed horizontal wells (the length of the horizontal section of horizontal wells is 3,000 or more meters) and multistage (40 or more stages) hydraulic fracturing.

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»).Despite the fact that in the productive formations of Bakken / Three Forks, Eagle Ford and the Perm basin, hydrocarbons are present in several forms: oil of low permeability rocks; bituminous oil; kerogen (solid organic matter), the object of production currently is exclusively mobile oil of low permeability rocks / oil of dense rocks. Kerogen, as well as fixed or inactive bituminous oil, are not involved in active development. A production scenario similar to that of Bakken / Three Forks, Eagle Ford, and the Perm Basin by oil producers is also being implemented in Argentina during the development of the Wak Muert oil shale play (“Dead Cow”).

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.In Europe, there is no industrial production of hydrocarbons from oil shale shales, and the development of the Wak Muert formation has only recently begun. That is why we further compare the Bazhenov Formation, mainly with the North American oil shale plays, which have been actively developed for many years.

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».The productive formations of the Bakken / Three Forks, Eagle Ford, and Perm Basin oil shale formations are of relatively high quality - they are quite uniform, brittle, and, most importantly, powerful. It is the latter circumstance that, due to the use of long-hole horizontal wells and multi-stage hydraulic fracturing, allows forming a huge drained volume in their productive formations - from 30 to 40 million m ³ per one well. In such a favorable situation, with oil prices ranging from $ 60 to $ 80 per barrel, the oil recovery factor (CIN) after multistage hydraulic fracturing, which is equal to an average of 6 percent, is quite sufficient to profitably overcome the project break-even point, which, in fact, proved the practice of the North American "shale boom."

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.The main problem of the Bazhenov and Domanik formations, as well as most of the European oil shale formations, is the qualitative difference between their productive formations and the productive formations of the most famous North American oil shale formations. Thus, the productive formations of the Bazhenov formation are only superficially similar to the productive formations of the Bakken / Three Forks, Eagle Ford and Perm basin in terms of depth, permeability, the presence of low-permeability oil, tar oil, and kerogen in them. A feature of productive strata of the Bazhenov Formation is that they are less uniform, more ductile and their thickness in “sweet spots”, as a rule, does not exceed 40 meters.

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.The heterogeneity of productive formations creates problems in the development of deposits, and their plasticity reduces the effectiveness of multi-stage hydraulic fracturing; but the main feature of the Bazhenov productive formations is their relatively low power. It is the negative combination of the above three factors that does not allow forming a drained volume of more than 3-4 million m ³ on the basis of one well. The low-permeability rocks contained in such a relatively small drained volume of oil at the current level of world oil prices and the design oil recovery factor (up to 10%) are not enough to organize cost-effective production projects on the Bazhenov formation.

Средняя толщина продуктивных пластов Парижского бассейна составляет 50 метров, Нижне-саксонского и Западно-нидерландского, - 30 метров.The average thickness of the productive strata of the Paris Basin is 50 meters, of the Lower Saxon and West Dutch - 30 meters.

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.Thus, the insufficient capacity of the productive formations of the Bazhenov (and Domanik) formation, combined with their high heterogeneity and ductility, is the main reason for the experts predicted loss of production of the Bazhenov formation if they are aimed at extracting exclusively low-permeability oil from its productive formations. From the above it follows that the cost-effective development of the Bazhenov (and Domanic) suite, due to its qualitative difference from the North American oil shale formations, is possible only if the conditions for the involvement in the active development of an additional hydrocarbon resource - fixed kerogen and fixed and / or inactive bituminous oil , which involves the use of thermal technologies - technologies based on the impact on the reservoir, at least, the working agent of the impact in the form of chi stand still water in a supercritical state.

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.Thermal technology, the use of which can be successful in the Bazhenov and Domanik suites, should, of course, at least involve kerogen and bituminous oil in the active development, provide an increase in the permeability of the productive formations of the suite, as well as their re-energization - increase the internal energy of the productive formation, its interstratal pressure while reducing the degree of molecular blockage of fluid-conducting channels and the selection of high-tech oil (VTN) (VTN) is a mixture of molecularly modified and partially refined oil of low permeability rocks, molecularly modified and partially refined bituminous oil and synthetic oil generated in the reservoir, mainly from kerogen and bituminous oil.) through zones of the reservoir with increased permeability, including due to the carbonation of residual in-situ hydrocarbons, mainly in the near-wellbore volume of the reservoir.

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.The above is also true for other suites (Abalak, Frolovskaya, Tyumen and Hadum) located on the territory of the Russian Federation, European oil shale pleas, as well as in relation to the Perm basin.

В настоящее время при добыче углеводородов тепловые технологии используются довольно широко. Из уровня техники известны различные способы теплового воздействия на продуктивный пласт, например:Currently, thermal technologies are widely used in hydrocarbon production. The prior art various methods of thermal exposure to the reservoir, for example:

- с использованием электрических тэнов (SHELL In-Situ Conversion Process (ICP));- using electric heaters (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.);- due to the organization of chemical exothermic reactions in the reservoir with the injection of various reactive substances - binary mixtures (RF patent 2401941, IPC E21B 43/22, 2009);

- электромагнитного или радиочастотного нагрева продуктивного пласта (Schlumberger и Phoenix-Wyoming, Inc.);- electromagnetic or radio frequency heating of the reservoir (Schlumberger and 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.);- due to the organization of in-situ oxidation / combustion of some of the in-situ hydrocarbons (RITEK JSC and Zarubezhneft OJSC) (RF patent No. 2403383, IPC E21B 43/24, 2010, RF patent No. 2418944, IPC E21B 43/24, 2011);

- 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.).- by introducing enthalpy into the reservoir by forced injection of a high-temperature high-pressure working agent into it in the form of supercritical water saturated with carbon dioxide in the supercritical state (RF patent No. 2576267, IPC E21B 43/24, 2015).

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:If we take into account the nanoscale low porosity (approximately 10%) and low permeability of the productive formations of the Bazhenov and Domanik formations (on average, 0.1 mD), as well as a significant depth of their occurrence (approximately, up to 3500 meters), then there are only three real ways to heat their reservoirs, namely:

- организовать внутрипластовое сжигание/окисление некоторой части внутрипластовых углеводородов, содержащихся в их продуктивных пластах;- organize in-situ combustion / oxidation of some of the in-situ hydrocarbons contained in their reservoirs;

- организовать в продуктивном пласте экзотермическую химическую реакцию за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, составляющих бинарную смесь;- organize an exothermic chemical reaction in the reservoir by injecting various reactive substances that make up the binary mixture into it;

- внести тепло в продуктивный пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного рабочего агента воздействия высокого давления.- to introduce heat into the reservoir by forced injection of a high-temperature working agent of high pressure into it.

Такие технологии, в принципе, известны из уровня техники.Such technologies are, in principle, known in the art.

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.For example, a method is known (RF patent No. 2403383, IPC E21B 43/24, 2010) for developing an oil field by drilling injection and production wells, injecting air, water, combustion gases extracted from production of production wells into injection wells, and selection of oil, combustion gases and associated petroleum gases from the producing wells, while the coolant is preliminarily injected into injection wells to warm the formation to a temperature of at least 65 ° C in the vicinity of the well with a radius of 5-20 m, a portion of hot water is pumped in alternation with the solution with an oil weight of 5-150 t per 1 m of productive interval capacity, and heated water-air mixture is also pumped, and the water-air ratio at reservoir pressure less than 22.064 MPa is determined from the given ratio.

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.Also known is a method (RF patent No. 2418944, IPC E21B 43/24, 2011) for the development of oil-kerogen-containing deposits, which includes creating zones of in-situ oxidative and thermodynamic processes in the formation, for which an oxygen-containing water-air mixture is pumped into the formation through an injection well, and thermo-hydrodynamic processes are regulated the value of the water-air ratio of the oxygen-containing mixture from the condition of heating the formation zone to a temperature of at least 250 ° C, for which the optimal value of the water-air ratio is determined on the analytical expression. In this case, the value of the water-air ratio of the injected oxygen-containing mixture is cyclically increased and lowered around a set optimum value with a level of decrease of said value below 0.001 m ³ / nm ³ .

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.The above methods are based on the use of thermogas effects on the reservoir and they are characterized by the following general disadvantages that reduce the effectiveness of their use on the Bazhenov and Domanik suites.

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.1. The need to burn part of the valuable in-situ hydrocarbons. When implementing these methods for heating the reservoir, they oxidize / burn some of the low-permeability oil contained in it, which is of high cost, and for the extraction of which, in fact, the production process itself is organized. So, to heat 1 m ^{3 of the} reservoir to a temperature of 400 ° C, an energy equal to, on average, about 1000 MJ is required. It is known that the heat of combustion of an average viscosity oil is approximately 45 thousand kJ / kg. Therefore, to heat 1 m ^{3 of the} reservoir to a temperature of 400 ° C, it is necessary to oxidize / burn 22.22 kg of in-situ oil. It is also known that as a result of thermal effects on productive formations of the Bazhenov and Domanik formations from 1 m ³ it is possible to extract from 50 to 80 kg of both low-permeability oil and synthetic oil generated from kerogen. Thus, as a result of using known methods, the volume of total recoverable oil is reduced by 44-27.5%, respectively, from 50 to 27.7 kg / m ³ and from 80 to 57.7 kg / m ³ . If kerogen is used for in-situ heating of the reservoir, the kinetics of oxidation of which is much higher than the kinetics of oil oxidation of low permeability rocks, then to achieve the required process temperature in the reservoir, according to the authors of the thermogas treatment technology themselves, it is necessary to “burn” from 30 to 50 % kerogen contained in the reservoir.

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.2. The presence of coke formation. The temperature of the reservoir in the zone of in-situ oxidative reactions can reach 650 ° C or more. With prolonged maintenance of this temperature in the anhydrous reservoir, an active coke formation process proceeds. Coke clogs fluid-conducting channels, which leads to a decrease in the efficiency of known methods.

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).3. Low predictability and manageability. In reservoir conditions, it is difficult to predict exactly what temperature is in the zone of oxidative reactions and, in fact, where it is. There are no online controls yet. This complicates the process of deciding when to start injecting warm water or an air-water mixture to form supercritical water in the reservoir, followed by the formation of local foci of an in-situ pseudo-supercritical fluid. Taking into account the high heterogeneity of the productive formations and the uncertain zonal concentrations of low-permeability oil, bituminous oil and kerogen in them, an accurate calculation of the temperature in the reservoir, an understanding of where the high-temperature oxidation reactions are carried out, determination of the moments of the start of injection into the reservoir water or a water-air mixture and stopping the injection is practically impossible. The result of low predictability and low controllability of the known methods is that at certain points in time the reservoir or its individual regions can either overheat or, on the contrary, underheat, which, in general, leads to a decrease in the efficiency of the known methods and the possibility of damage to injection and production wells due to the breakthrough of a high-temperature fluid in them, mainly over interlayers (packs) with a relatively high permeability of “Bazhen-Bakken” (the term was proposed by Acad. A.E. Kontorovich).

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.4. Oil is produced through an area with unchanged low natural permeability. In the known methods, at least two wells are used - injection and production. From the current level of technology it is known that as a result of heat exposure, the permeability of the reservoir increases. But this effect is not used in known methods, since oil of low permeability rocks is displaced from the injection well towards the producing well through the reservoir zone with unchanged low natural permeability.

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.5. The use of two or more wells. In the known methods, several wells are used - one injection and at least one producer. This leads to an increase in capital investment and, consequently, to an increase in the cost of hydrocarbon production. According to experts, the development of productive formations of the Bazhenov formation using cyclic impact and only one well seems to be a more effective way and as of 2015-2016. RITEK JSC is exploring the possibility of using just one well for cyclic thermogas impact on the reservoir.

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.6. Use of hydrocarbon solvents. The use of hydrocarbon solvents, especially such as diesel fuel, oil distillate or a wide range of light aromatic hydrocarbons, increases the cost of oil production and leads to a decrease in the economic efficiency of the methods, since some of the hydrocarbon solvents delivered from the surface of the well to the reservoir (up to 50%) becomes non-recoverable and remains in the reservoir.

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).7. The main goal is the displacement of oil of low permeability rocks. In the technology of thermogas treatment, the main task is the in-situ generation of agents (CO ₂ , carbon monoxide, light hydrocarbon fractions, nitrogen and water vapor), which displace low-permeability oil from the reservoir into the producing well. The generation of synthetic oil from kerogen in the technology of thermogas treatment is a secondary task. Such a conceptual approach, in which less attention is paid to the in-situ generation of synthetic oil from kerogen than the displacement of low-permeability rocks from productive oil formations, reduces the efficiency of the known methods, since the main hydrocarbon potential of the Bazhenov (and Domanik) formation is concentrated in kerogen (403.3 billion tons), but not in oil of low permeability rocks (22 billion tons).

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.8. Injection of nitrogen. In the case of using air or air with a high oxygen content as an oxidizing agent, a significant amount of nitrogen is pumped into the reservoir, the presence of which in the reservoir reduces the solubility of carbon dioxide in oil and thus nitrogen negatively affects the decrease in oil density and viscosity.

Известны также способы термохимического воздействия на продуктивный пласт с целью повышения его дебита.There are also known methods of thermochemical effects on the reservoir with the aim of increasing its flow rate.

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.There is a known (see RF patent 2401941, IPC E21B 43/22, 2009) method for thermochemical treatment of an oil reservoir by organizing chemical exothermic reactions using reactive substances, the so-called “binary mixtures,” including the separate injection of components into the reservoir combustible oxidizing composition (GOS) and combustion initiator (IG) through two coaxially arranged relative to each other tubing (tubing), while the lower cut of the outer tubing is lowered below the lower cut of the inner tubing by a distance sufficient to ensure the contact time of GOS and IG in the reaction volume. GOS is fed into the treated zone of the oil reservoir through the annular space between the external and internal tubing, IG is supplied through the internal tubing, while GOS is used as an aqueous solution with a pH of 4-7, including, by weight. %: saltpeter 5-25, urea-ammonia mixture (UAN) -32 - the rest, and as IG - an aqueous solution with a pH of 12-14, including, wt. %: alkali metal nitrite 15-45, water - the rest, or alkali metal borohydride 15-45, alkali 3-45, water - the rest, and the mass of the IG containing alkali metal nitrite is 1-80% of the mass of GOS, the mass of IG containing alkali metal borohydride is 1-30% by weight of GOS.

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).This method is based on thermochemical effects on the reservoir. The main disadvantage of this method is the high market value of the components used in the binary mixture, which significantly limits the scope of its application. Due to the high cost of the components of the binary mixture, the known method can be used exclusively in productive formations with high porosity and, most importantly, with high permeability. When implementing the known method, the cooling period of the heated part of the productive formation in the near-wellbore space is several months, and the heat of the heated part of the productive formation - the host rock should be sufficient so that during this time it passes through the heated zone to the well and is heated by the heat from the cooling near-well rock 4-5 servings of oil, each of which is equal to the mass of oil that was originally in the heated volume of the reservoir. That is, for example, if in the heated near-wellbore volume of the productive formation (V = 15,000 m ³ ) with its porosity equal to 20%, approximately 3000 tons of oil initially was contained, then when the oil recovery factor = 25% on the surface, according to the authors, when using The known method can be extracted up to 3750 tons of oil (750 tons (1 serving; CIN = 25%), 5 servings = 3750 tons of oil). Indeed, this is correct in relation to highly permeable reservoirs containing high viscosity or heavy oil. But the known method cannot be effective on oil shale slopes having very low permeability and relatively low total porosity. When producing hydrocarbons from productive formations of oil shale formations, it is necessary to rely only on the volume of hydrocarbons contained in the heated volume of the productive formation, since the degree of intensity of real “recharge” of hydrocarbons from the periphery of low-permeability formations is very low and does not exceed several percent of the volume of hydrocarbons, initially contained in the heated volume of the reservoir (in-situ retort).

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.Another disadvantage of the known invention is that when 1 ton of ammonium nitrate (one of the binary mixture reagents) is decomposed in a heated reservoir, approximately 200 kg of oxygen is formed, which oxidizes from 60 to 80 kg of oil. In this case, of course, up to 3.2 GJ of heat is generated in the reservoir, but the hydrocarbon resource is destroyed, for the extraction of which all oil production projects are carried out. It is economically wasteful and not advisable to use a valuable and high-quality hydrocarbon resource for heating a productive formation, since when using thermal methods to increase oil recovery in fields, there is usually an abundance of other, cheaper and less demanded hydrocarbon resources, such as, for example, associated oil gas.

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.).A known method of producing hydrocarbons using supercritical fluid and a system for implementing the method (see published application US No. 2014/0224491, 2014, "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"), according to which they produce in a ground-based steam generating device supercritical "first aqueous fluid" (supercritical water) with its subsequent injection into the reservoir for heating in situ hydrocarbons, the selection of heated hydrocarbons on the surface of the well and using e “second aqueous fluid” (supercritical water) for additional partial refinement of partially refined hydrocarbons taken from the reservoir in one of the surface devices to improve their quality in order to facilitate the delivery of hydrocarbons taken from the reservoir to the oil refinery for their final processing . In this case, the known method can also be used to influence productive formations of oil shale shales (Shale Oil, English) (see page 4, [0035] p. 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.A disadvantage of the known method is that both the “first aqueous fluid” and the “second aqueous fluid” used for its implementation have an extremely simple composition and are supercritical water. The “first aqueous fluid” used does not contain any other components that could increase the conversion of heavy hydrocarbons to lighter hydrocarbons or, for example, contribute to a decrease in their viscosity and density, and also increase the mobility / mobility of hydrocarbons in the reservoir. The effectiveness of the “first aqueous fluid” used in the method would be higher if the composition of the “first aqueous fluid” included additional components such as hydrogen, carbon dioxide, carbon monoxide, methane and nanoscale hydrocarbon conversion catalysts, for example, in molecular or ionic form.

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.After the in situ hydrocarbons have been partially ennobled in the reservoir using the “first water fluid”, they are delivered to the day surface of the well, where the partially clarified hydrocarbons selected from the reservoir are additionally partially refined using the “second water fluid”. The effectiveness of the known technical solution would be higher if additional partial refinement of the partially refined hydrocarbons selected from the reservoir were carried out not on the day surface of the well, but in the well using tubing during the delivery of selected and partially refined hydrocarbons from the reservoir to the well bottom its day surface.

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).It is also very significant that the system that implements the method does not use a product pipeline with thermal insulation that would reduce heat transport losses during the delivery of a high-temperature working agent — the “first water fluid” from the day surface of the well to its bottom. The effectiveness of the known invention would be higher if, in the known invention, to reduce the thermal transport losses arising from the delivery of the "first water fluid" from the day surface of the well to its bottom, tubing with a heat-insulating coating (TIP) would be used.

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.A known method (patent application WO 2015/059026, 2015) for the production of hydrocarbons in hydrothermal conditions, according to which two horizontal wells are used, hot water is injected into one of the wells under pressure, including supercritical water. Then, after pre-heating the formation, hydraulic fracturing is performed to form a system of fractures connecting the injection and production wells (Figure 2, position 6). In a heated reservoir, hydrothermal fluidization reactions of hydrocarbons, including kerogen, are carried out. Hydrocarbons liquefied in the reservoir are recovered to the surface of the well. In-situ liquefaction of hydrocarbons using high-temperature subcritical or supercritical water allows the production of hydrocarbons that cannot be extracted from the reservoir in any other way.

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.The first disadvantage of this method is the use of not one but two wells, one of which is injection, and the second is producing. This approach increases capital costs, which, in General, reduces the efficiency of using the known method.

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.The second disadvantage of this method is the deliberate creation of mega-fractures of hydraulic fracturing / mega-fluid-conducting channels between two wells (Figure 2, position 6). Without a doubt, over time, such joints connecting both wells are transformed into main fluid-conducting channels through which a high-temperature working agent pumped through an injection well will quickly, without having time to transfer the required part of the heat to the formation, be pumped from the injection well to the producing one. In this situation, very soon water will reach the production well, which has a temperature higher than the design temperature, which means an increase in heat loss. Conductive heat transfer will become dominant, and the efficiency of convective heat transfer and thermal action on the formation will decrease, which results in a decrease in the degree of efficiency of using the known method.

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.The third disadvantage of this method is that the dominance of conductive heat transfer over convective does not allow for rapid heating of the reservoir and, therefore, fast and, most importantly, in sufficient quantities in-situ generation of synthetic hydrocarbons from bituminous oil and kerogen. This means that a fluid with an ever lower and lower hydrocarbon content and an ever greater and higher water content, the temperature of which exceeds the design temperature, will enter the production well during its operation. The hydrocarbon potential of near-fractured zones will quickly be depleted, and the development of the hydrocarbon potential of more distant zones of the reservoir will be carried out with a significant lag and excessive consumption of thermal energy. It also reduces the efficiency of using the known method.

Для добычи углеводородов также используются способы, включающие кратковременную частичную внутрипластовую газификацию углеводородов и закачку в продуктивный пласт сингаза (синтетический газ).For hydrocarbon production, methods are also used that include short-term partial in-situ gasification of hydrocarbons and injection of syngas (synthetic gas) into the reservoir.

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.A known method of underground gasification of a hydrocarbon-containing formation (application WO 2015/053731, 2015 (PCT / UA2014 / 000036), comprising drilling at least two production wells with vertically horizontal shafts passing in the underground formation, and at least , one gas outlet well, placing electrodes in vertically horizontal wellbores, heating the formation, obtaining a gas-vapor mixture and removing it through the gas exhausting hole, while the formation is heated by successive thermo-zoned sections, the first section k is heated by applying voltage to two electrodes located in horizontal boreholes between which an electric arc is initiated, until thermal breakdown in the surface layer of the well is obtained in the interelectrode zone and a resistive heating channel is formed between the electrodes in it. electrodes with simultaneous opposed movement of electrodes in horizontal wellbores at a speed of 1.0-2.5 m / day.

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.The disadvantage of this method is that the formation is heated by creating an electric arc in the wells using electrodes. Such heating is not able to ensure formation heating at the required distance from the well, for example, heating the formation at a distance of 15-20 meters from the well.

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.The use of electrical energy for heating reduces the effectiveness of the known method. It should also be noted that for the implementation of the known method, three wells are used that have a complex spatial configuration, which, on the one hand, is difficult from a technological point of view, and, on the other hand, is economically very expensive, especially for deep wells, which also reduces the efficiency way.

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.The invention is also known (see published application US No. 2012/0261121 A1, October 18, 2014, "METHOD OF REDUCING OIL BENEATH THE GROUND"), according to which a working agent consisting of steam is generated on the surface of the well in the gasifier, saturated with synthetic gas (hydrogen and hydrogen monoxide), which is then injected into the reservoir, in which the in-situ hydrocarbons are cracked and hydrogenated / hydrogenated, as a result of which the viscosity and density of in-situ hydrocarbons decreases, and their quality improves etsya. After this, partially refined hydrocarbons are taken from the reservoir to the surface of the well.

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.The first disadvantage of the known invention is that an oxidizing agent is used to generate the synthesis gas - oxygen, which is first mixed with oil, and then oxygenated oil (oil-oxygen emulsion) is mixed with steam. As a result of incomplete oxidation or burning of oil in a high-temperature vapor medium, the vapor itself is enriched with synthetic gas. The cost of the oxidizing agent is quite high and this increases the cost of using the known invention.

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.Another disadvantage of the known invention is that in order to increase the temperature of the syngas generation medium, part of the oil is burned / oxidized, the production of which is the goal of all oil production projects. The use of a less expensive resource, for example, associated petroleum gas, could increase the economic attractiveness of using the known invention.

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.A third disadvantage of the known invention is that the generated synthetic gas has an extremely simple composition (hydrogen and carbon monoxide). The effectiveness of the working agent of the known invention could be higher if carbon dioxide and methane (like a hydrocarbon solvent) were also present in its composition. Moreover, saturation of syngas with nanoscale hydrocarbon conversion catalysts could also increase the efficiency of using the known invention.

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.A fourth disadvantage of the known invention is that the transportation of pure oxygen and its non-alternative use in the known process for producing syngas as an oxidizing agent is associated with the need to comply with increased safety measures, which makes it difficult to use the known invention.

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.The known method and the device that implements it (RF patent No. 2576267, IPC E21B 43/24, 2015) have a combined effect on formations containing hydrocarbons and / or solid organic substances, including the formation of a working agent, which is mainly used as water, which is mainly in a supercritical state (SK-water), and the subsequent injection of the working agent into productive formations, the working agent being preformed on the surface of the well in a surface SK-water generator containing an enrichment unit supplied SK-water with an exothermic oxidation reaction catalyst, after which the working agent enriched with the specified catalyst is fed through a heat-insulated product pipeline to the well and / or downhole in the zone of the exothermic oxidation reaction in SK-water, and fed to the well and / or downhole for individual product pipelines, reactants - organic compounds and an oxidizing agent of organic compounds, providing additional heating and an additional pressure increase of the above a fully formed working agent due to the exothermic oxidation reaction in SC water with the formation of carbon dioxide (CO ₂ ) in a supercritical state, then the finally formed working agent is spontaneously injected into the formation. To implement the method, a catalyst is used in the form of ultra-sized particles (more than 100 nanometers (nm)) of metals and / or their oxides, or in the form of nanosized particles (less than 100 nm) of metals and / or their oxides, or in molecular form, or in ionic form , or in atomic ion form. The catalyst may also be made in the form of a composition comprising catalysts in the form of ultra-dimensional particles of metals and / or their oxides, and / or in the form of nanosized particles of metals and / or their oxides, and / or in molecular form, and / or in ionic form, and / or in atomic ion form, or in any combination thereof. Hydrocarbons, for example methanol (CH ₃ OH), are used as organic compounds for the implementation of the process. As an oxidizing agent of organic compounds for the implementation of the method, air or oxygen O ₂ or hydrogen peroxide H ₂ O _{2 is used} .

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.A device for forming a working agent for acting on reservoirs containing hydrocarbons and / or solid organic substances includes a surface generator for forming a working agent in the form of supercritical water (SC water), a high-temperature packer, a product pipeline with thermal insulation for delivery to the well and / or the bottom hole of a pre-formed working agent on the day surface of the well by the ground generator of SK-water, and product pipelines for delivery to the well and / or bottom hole of the reaction agent uyuschih substances in the form of organic compounds and an oxidant of organic compounds, wherein the ground-water generator IC equipped enrichment node formed on the surface of the well working fluid catalytic exothermic oxidation reaction.

Для формирования рабочего агента в наземном генераторе СК-воды используют теплогенерирующие устройства, работающие на различных видах топлива, включая ядерное топливо, например, ториевые реакторы.To form a working agent in a ground-based SK-water generator, heat-generating devices operating on various types of fuel are used, including nuclear fuel, for example, thorium reactors.

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).As a thermal insulation for the product delivery pipeline to the well and / or to the bottom of the well, the working agent preformed on the day surface of the well by the ground water generator SK-water uses ultra-thin liquid thermal insulation based on aluminosilicate and / or ceramic ultra-thin microspheres that can work for a long time in the presence of high temperatures ( up to 600 ° C).

Продуктопровод с теплоизоляцией представляет собой сборку из НКТ, изготовленных из термостойких и коррозионностойких сталей, оснащенных теплоизоляцией и соединенных муфтами.The product pipeline with thermal insulation is an assembly of tubing made of heat-resistant and corrosion-resistant steels, equipped with thermal insulation and connected by couplings.

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.Product pipelines for supplying reactive substances in the form of organic compounds and an oxidizing agent of organic compounds to the well and / or to the bottom of the well are assembled from separate pipe segments made of corrosion-resistant stainless steel, connected by couplings or made of a long clutchless pipe, and use a tube to form a low-temperature sub-packer zone Ranka-Hilsa, which is connected to the product pipeline with thermal insulation and delivers chilled pre-formed for a day to the sub-packer zone second surface of the well working agent.

Данные способ и устройство приняты в качестве наиболее близких аналогов для заявленных способа и технологического комплекса.These method and device are adopted as the closest analogues for the claimed method and technological complex.

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.As a result of the analysis of the known method and device, it should be noted that the ground-based supercritical water generator generates supercritical water on the day surface, which due to transport heat losses, having a temperature not high enough, requires additional reheating after it is delivered to the bottom of the well. To preheat the working agent at the bottom of the well, an exothermic oxidation reaction of organic compounds in supercritical water is carried out in the presence of an oxidizing agent - hydrogen peroxide, which is used up to 5 wt. % of the total mass of the working agent, for example, 5 kg of hydrogen peroxide per 100 kg of working agent. The market value of hydrogen peroxide is quite high and its use in the known invention reduces the economic efficiency of the known method. A very significant drawback is also the fact that in the known method, a working agent composed of supercritical water, carbon dioxide in a supercritical state and nanoscale catalysts is introduced into an unprepared productive formation, the permeability of which has not been previously restored to its original natural values and, all the more so not increased. It should also be noted that the composition of the working agent does not provide the maximum possible deep conversion (hydroconversion) of kerogen and bituminous oil to synthetic hydrocarbons, as well as an effective qualitative molecular modification of bituminous oil into light hydrocarbon fractions - a deeper partial refinement of both low-permeability oil and bituminous oil.

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.The disadvantages of the known invention is that in the known method and device, some partial refinement of in-situ hydrocarbons is carried out only in the productive formation - in the in-situ high-temperature retort, and after the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons, their active further refinement ceases.

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).It is also very significant that the intensified natural fracturing of the reservoir and the induced new fracturing of the reservoir remain uncontaminated by proppant, which can result in a relatively fast compaction of the reservoir during the selection of hydrocarbons from it (deenergization of the reservoir).

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.The technical result of this group of inventions is to expand the functionality of hydrocarbon production by ensuring their efficient production from low-permeable oil-kerogen-containing formations, as well as improving the quality of produced hydrocarbons due to the molecular conversion of low-permeability oil and bituminous oil to lighter oils, as well as in-situ generation of synthetic hydrocarbons from solid organic matter - kerogen and from bituminous oil.

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.The specified technical result is ensured by the fact that in the hydrocarbon production method, which includes preparing working agents, injecting them through a product pipeline with thermal insulation into a producing formation with the aim of high-temperature thermochemical treatment of the producing formation to increase hydrocarbon production volumes, followed by hydrocarbon withdrawal in the well flowing mode and delivering them on the day surface through a heat-insulated product pipeline, the new thing is that in front of the main high-temperature ter by the chemical effect on the reservoir, the natural fracturing and natural fluid conduits (natural permeability) in the bottomhole zone of the reservoir are restored by low-temperature thermochemical exposure to it with a working agent, followed by channel fixation with a nanopropant as a result of low-temperature thermochemical and catalytic effects using a working agent, as well as to increase intergranular permeability in the bottomhole zone of the well they expose the reservoir to acid thermochemical treatment using a working agent, followed by thermal treatment of the reservoir and conducting in-situ thermal explosions, and after the main high-temperature thermochemical treatments (up to 593 ° C and up to 800 ° C) and before the selection of hydrocarbons, thermo -catalytic effect on the reservoir for the refinement of hydrocarbons, followed by the implementation on the reservoir of hydrogen-thermo-catalytic about exposure using a catalytic nanopropant to increase the degree of molecular modification of oil of low permeability rocks, bituminous oil and kerogen to more valuable hydrocarbons and preventing compaction of the reservoir by fixing fluid-conducting channels of the reservoir and after thermohydrocarbon dioxide exposure and repeated high-temperature (up to 800 ° C) thermochemical effects on the reservoir carry out the selection of the product pipeline with thermal insulation modified and refined hydrocarbons to the day surface, and in the process of delivering hydrocarbons to the day surface, syngas is generated and, by synthesizing nanodiamonds, an additional partial refinement of the selected hydrocarbons from the productive layer is carried out by passing them through a flow reactor formed by the space in the product pipeline with thermal insulation between the tubing string and the sleeveless pipe coaxially placed in it, and after completion of hydrocarbon extraction from of a productive formation saturated with hydrocarbons, warm water is continuously or cyclically pumped into the formed high-temperature in-situ retort, it is heated in the in-situ high-temperature retort, and heated water is continuously or cyclically taken to the day surface of the well and, thus, in the geothermal mode of the Advanced Geothermal System concept (Enhanced Geothermal System - EGS) recover at least half of the thermal energy previously introduced into the reservoir during the heat and a moochemical effect on it to form a high-temperature in-situ retort in it in order to carry out processes related to in-situ catalytic retorting in it to generate in the reservoir and select from it the maximum possible amount of generated and partially improved in the reservoir and formed and partially improved in the well high-tech oil.

Для проведения низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент воздействия (РАВ) №III.To conduct low-temperature thermochemical effects on the reservoir, a working exposure agent (RAV) No. III is used.

Для проведения низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №III.А.To conduct low-temperature thermochemocatalytic effects on the reservoir use RAV No. III.A.

Для проведения кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №I.To conduct acid thermochemical effects on the reservoir, PAB No. I is used.

Для теплового воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №I.A.For thermal effects on the reservoir use RAV No. I.A.

Для осуществления тепловых взрывов в продуктивном пласте используют РАВ №I.Б.For the implementation of thermal explosions in the reservoir use RAV No. I.B.

Для осуществления высокотемпературного (до 593°C) термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ №II.For the implementation of high-temperature (up to 593 ° C) thermochemical effects on the reservoir use RAV No. 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.RAV No. II is water in an ultra-supercritical or supercritical state, saturated with syngas in the composition of hydrogen, carbon dioxide, methane, carbon monoxide, as well as unconverted residual methanol or oil, or a mixture of oil and methanol.

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.Catalysts for reforming organic compounds, for example, iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ Fe ₃ O ₄ ), were additionally introduced into RAV No. II, and hydroxide is added to increase the yield of hydrogen in ultra-supercritical water or supercritical water when preparing RAV No. II sodium (NaOH) or nickel (Ni) nanoparticles, as a catalyst, or a mixture thereof and formic acid (CH ₂ O ₂ ). Other catalysts are also used, such as nanosized metal particles (Fe, Mn, V, Cr and Co) and metal salts (Fe (NO ₃ ) ₃ , KMnO ₄ , K ₂ MnO ₄ , Na ₂ CrO ₄ , K ₂ CrO ₄ , Na ₂ Cr ₂ O ₇ , K ₂ Cr ₂ O ₇ , KVO ₃ , Co (NO ₃ ) ₃ , NaVO ₃ , Mn (NO ₃ ) ₂ ⋅ 6H ₂ O, Mn (SO ₄ ) ⋅ 6H ₂ O and NH ₄ VO ₃ .

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).For the implementation of high-temperature (up to 800 ° C) thermochemical effects on the reservoir, RAV No. II.A is used, which is water in a supercritical or ultra-supercritical state, saturated with carbon dioxide, as well as unconverted methanol or oil, or a mixture of methanol and oil as well as reforming catalysts for organic compounds, for example, iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ ).

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.For the implementation of thermo-catalytic effects on the reservoir, RAV No. IV is used, which is either supercritical water saturated with nanoscale catalysts for the conversion of hydrocarbons, including nanoscale catalysts for the conversion of kerogen, which use nanoscale catalysts with particle sizes of metals or their oxides, having a size from 5 to 100 nm, or a homogeneous catalytic solution containing a nanocatalyst in molecular form with molecular sizes <5 nm, for example, acetylate iron Tonatiu (C ₁₅ H ₂₁ FeO ₆₎ nanocatalyst or in ionic form, e.g., copper ion, having a size of 77 picometers (pm / pm). Nanosized kerogen conversion catalysts used in the claimed group of inventions are mainly transition metal chlorides, for example, iron chlorides (FeCl ₂ , FeCl ₃ ), copper chlorides (CuCl, CuCl ₂ ), nickel chloride (NiCl ₂ ), etc. Most available nanoscale kerogen conversion catalysts are iron chloride (FeCl ₂ ) and copper chloride (CuCl ₂ ), with a decomposition temperature of 1023 ° C and 992 ° C, respectively. The preferred catalyst for the conversion of kerogen, which is used in the claimed group of inventions, is copper chloride (CuCl ₂ ), which at 5 wt. % in an aqueous solution allows a) to obtain a better synthetic oil (to lower, for example, the maximum observed carbon number (number of carbon atoms) from C ₃₅ to C ₂₁ ), b) to lower the activation energy of the conversion of kerogen to hydrocarbons by about 20 kJ / mol and c) lower the maximum temperature of complete pyrolysis of kerogen by about 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.For the implementation of hydrogen-thermo-catalytic effects on the reservoir using nanopropant, RAB No. IB is used, which is either supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide, which are a catalytic nanopropant or water in a supercritical state, saturated with hydrogen and nanosized particles of cerium, zirconium, tungsten.

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).For thermohydrocarbonic acid impact on the reservoir, PAB No. I.G is used, which is a pseudo-supercritical fluid composed of supercritical water saturated with carbon dioxide and residual oil or methanol, or a mixture of residual oil and residual methanol (T to 593 ° C at P up to 50 MPa).

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.In the process of stimulating the reservoir, in-situ synthesis of nanodiamonds from hydrocarbons is carried out, for which RAB No. I.B and RAV No. II are injected into the reservoir and the temperature in some local nanoscale volumes of the reservoir is brought to 800-900 ° C and the pressure to 100-200 MPa

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.Syngas generation and synthesis of nanodiamonds is also carried out in a flow tube reactor, for which purpose a secondary working agent (BPA) No. 2 is introduced into it, or other suitable ballasts (primary working agent), BPA or PAB, are adjusted in some local nanocavities of a flow tube reactor temperature up to 800-900 ° C and pressure up to 100-200 MPa, and the sleeveless pipe of the flow tube reactor is equipped with nozzles that reduce the cross-sectional area formed by the inner surface of the tubing with thermal insulation and the outer surface of the sleeveless pipe.

Отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины прекращают в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта превышает гидростатическое давление на 2-3 МПа.The selection of hydrocarbons in the flowing mode of the well is stopped at the moment when the in-situ pressure of the reservoir exceeds the hydrostatic pressure by 2-3 MPa.

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.Each cycle of impact on the reservoir is completed, and each new cycle of impact on the reservoir, except the first, is injected into the reservoir RAB No. II.A (T up to 800 ° C), while the intensity of the impact of RAB No. II.A on the reservoir at the beginning of each new cycle and, excluding the first cycle, always higher than the intensity of its impact on the reservoir at the end of the previous cycle.

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.In a technological complex for hydrocarbon production, including a ground-based ultra-supercritical water generator, a product pipeline made in the form of a column of tubing insulated pipes placed in the well before its bottom, and the generator has the ability to connect an outlet to the tubing string, is new that the technological complex is equipped with a mixer, a water treatment plant, connected by an output to the generator inlet, as well as an oxidation reactor of organic and inorganic compounds organic reforming reactor and an organic enrichment unit, connected to the first input of the organic reforming reactor, to the second input of which the generator can be connected, and the output of the reforming reactor can be connected to the tubing string, connected to the input of the oxidation reactor generator, and the oxidation reactor output has the ability to connect to the tubing string, while in the tubing string The coupling pipe is coaxially located with a gap to the gap, to which it is possible to connect a cold water tank, or an oxidizer tank, and the mixer has the ability to connect the input to the generator, and the output to the tubing string, while the sleeveless tubing is located in the string tubing with the possibility of extraction, and its lower slice can be located above, or below, or at the same level with the lower cut of the tubing.

Смеситель имеет возможность соединения с емкостью для поверхностно-активных веществ или с емкостью для «ПАВ-НАНОКСИД».The mixer has the ability to connect with a container for surfactants or with a container for "surfactant-NANOXID."

К безмуфтовой трубе имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды или емкость для окислителя.It is possible to connect a cold water tank or an oxidizer tank to a sleeveless pipe.

К реактору окисления имеет возможность подсоединения емкость для насыщенного коллоидного раствора.A capacity for a saturated colloidal solution has the ability to connect to an oxidation reactor.

К блоку обогащения имеет возможность подсоединения емкость для органических соединений.The capacity for organic compounds has the ability to connect to the enrichment unit.

Колонна насосно-компрессорных труб и расположенная в ней безмуфтовая труба образуют проточный реактор трубчатого типа.The tubing string and the sleeveless pipe located in it form a tubular flow reactor.

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.The ground-based ultra-supercritical water generator has a power of 0.5 to 50 MW and consists of heat-generating modules, each of which has a unit heat capacity of 0.5 to 5 MW.

Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами, таблицами, а также графиком, на которых:The essence of the claimed group of inventions is illustrated by graphic materials, tables, and also a graph in which:

- на фиг. 1 - схема строения внутрипластовой реторты;- in FIG. 1 is a structural diagram of an in-situ retort;

- на фиг. 2 - график выхода углеводородов в зависимости от температуры нагрева продуктивного пласта;- in FIG. 2 is a graph of the yield of hydrocarbons depending on the heating temperature of the reservoir;

- на фиг. 3 - схема трансформации используемых для реализации способа рабочих агентов при поступлении их с дневной поверхности скважины на ее забой;- in FIG. 3 is a diagram of the transformation of working agents used to implement the method when they arrive from the surface of the well at its bottom;

- 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;- in FIG. 4A, FIG. 4B, FIG. 4B - possible borehole pipe configurations of a product pipeline - tubing and a sleeveless pipe placed coaxially in them, where: in FIG. 4A is a pipe configuration in which a lower cut of a sleeveless pipe is located above a lower cut of a tubing; in FIG. 4B is a pipe configuration in which the lower sections of the tubing and the sleeveless pipe are located at the same level; in FIG. 4B is a pipe configuration in which a lower cut of a sleeveless pipe is located below a lower cut of a tubing;

- на фиг. 5 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт;- in FIG. 5 - configuration of the technological complex in the implementation of low-temperature thermochemical effects on the reservoir;

- на фиг. 6 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта;- in FIG. 6 - configuration of the technological complex in the implementation of low-temperature thermochemocatalytic effects on the reservoir using nanopropant;

- на фиг. 7 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт;- in FIG. 7 - configuration of the technological complex in the implementation of acid thermochemical effects on the reservoir;

- на фиг. 8 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении теплового воздействия на продуктивный пласт;- in FIG. 8 - configuration of the technological complex in the implementation of thermal effects on the reservoir;

- на фиг. 9 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении внутрипластовых тепловых взрывов в продуктивном пласте;- in FIG. 9 - configuration of the technological complex during the implementation of in-situ thermal explosions in the reservoir;

- 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;- figure 10 - configuration of the technological complex in the implementation of high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on surface and / or downhole gasification of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or super-critical water;

- на фиг. 11 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов;- in FIG. 11 - configuration of the technological complex during the implementation of high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons;

- на фиг. 12 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении термокаталитического воздействия на продуктивный пласт;- in FIG. 12 - configuration of the technological complex in the implementation of thermocatalytic effects on the reservoir;

- на фиг. 13 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении водородно-термокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта;- in FIG. 13 - configuration of the technological complex in the implementation of hydrogen-thermocatalytic effects on the reservoir using nanopropant;

- на фиг. 14 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт;- in FIG. 14 - configuration of the technological complex in the implementation of thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir;

- на фиг. 15 - схема забоя скважины при отборе углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с дополнительным облагораживанием углеводородов;- in FIG. 15 is a diagram of the bottom hole during the selection of hydrocarbons from the reservoir in the mode of flowing wells with additional refinement of hydrocarbons;

- 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.- in FIG. 16 is a diagram of the bottom hole when acting on productive formations occurring at a depth of less than 2200 meters, where 16A is a tube configuration that allows the creation of an ultra-supercritical or supercritical fluid in a tubing with a heat-insulating coating until the formation of an ultra-supercritical or supercritical fluid in the reservoir, and in FIG. 16B is a pipe configuration that is used when using PAB No. IA, IB, II, III, and III.A or after an ultra-supercritical or supercritical water or pseudo-supercritical medium is formed in the reservoir, as well as during selection molecularly modified and partially modified hydrocarbons from the reservoir.

- на фиг. 17 - «каталитический пояс/фильтр» в околоскважинном объеме, сформированный из каталитического нанопроппанта в форме наноразмерных частиц оксидов металлов, преимущественно, оксидов железа;- in FIG. 17 - "catalytic belt / filter" in the near-wellbore volume, formed from a catalytic nanopropant in the form of nanosized particles of metal oxides, mainly iron oxides;

- 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»);- in FIG. 18 — the process of the formation of new nanocracks, a decrease in the number of micro / mesocracks and an increase in the number of macrocracks — the process of simultaneous compaction and expansion of the reservoir during the thermal and thermochemical effects on the reservoir (Fig. 18 uses the abbreviations: PSKF “X” - pseudo-supercritical fluid “X” and PSKF “Y” - pseudo-supercritical fluid “Y”);

- табл. 1 - характеристики рабочих агентов, используемых для реализации способа;- tab. 1 - characteristics of the working agents used to implement the method;

- табл. 2 - характеристика режимов воздействия на продуктивный пласт;- tab. 2 - characteristic modes of impact on the reservoir;

- табл. 3 - пример последовательности осуществления воздействия при осуществлении заявленного способа на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты;- tab. 3 - an example of a sequence of effects when implementing the inventive method for oil-containing productive formations;

- 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 Р_крит при незначительном понижении его температуры, но не ниже Т_крит;- tab. 4 - the effect of “fluid transition through the critical pressure point at a temperature higher than critical”, which consists in a relatively sharp and significant decrease in the density of RAB and increase in volume when it passes through P _crit with a slight decrease in its temperature, but not lower than T _crit ;

- 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 Т_крит при докритическом давлении флюида.- tab. 5 is the effect of “fluid transition through a critical temperature point at subcritical pressure”, which consists in an explosive increase in density and a decrease in fluid volume when it passes through T _crit at subcritical fluid pressure.

В приведенном ниже детальном описании заявленной группы изобретений использованы следующие основные термины и понятия.In the following detailed description of the claimed group of inventions, the following basic terms and concepts are used.

Продуктивный пласт.Productive layer.

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.In the claimed group of inventions, a reservoir means host rock (nanoscale mineral matrix, nanoscale macroobject) containing in situ hydrocarbons in gaseous, liquid and solid form, as well as other heterogeneous components.

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:Productive formations of oil shale formations have a very low permeability. The natural fracturing of productive formations of oil shale formations, as well as the abnormally high in-situ pressure often present in productive formations of oil shale formations, is the result of catagenesis of organic matter, kerogen, and the generation of in-situ fluids in liquid and gaseous form. A feature of the Bazhenov reservoir is that its filtration properties are completely determined by primary layering (slit-like pore space) and secondary subvertical fracturing. Along with subhorizontal layering, fracture systems with complex spatial orientation are also formed. Subvertical cracks play a significant role in the formation of a bulk and integrated in-situ fluid-conducting system. The rocks of the Bazhenov formation are in a uncompressed state (an anamously high in-situ pressure), and the fluids contained in them carry a significant lithostatic load and ensure the formation (catagenesis) and preservation (low permeability) of anomalously high in-situ pressure. And, nevertheless, even in such a dilatancy situation of “anti-compaction” or decompression, the permeability of the productive formations of the Bazhenov formation, depending on the density of the primary stratification and secondary fracture, is so small that if you “open” the productive layer with one well, it is drained from this well the volume of the reservoir in 60 years will lose approximately 50% of its initial internal energy in the form of in-situ pressure. The greatest loss of internal energy of the reservoir, of course, is observed in the immediate vicinity of the cracks. Abnormally high in-situ pressure, as noted above, in fluid reservoirs of oil shale formations, including the Bazhenov formation, fluids support, during the selection of which the pressure in the fluid channels and open pores decreases and, for example, the plastic reservoir of the Bazhenov formation locally undergoes compaction - the fluid channels - the permeability of the reservoir is locally reduced below the level of natural permeability, which prevents the effective selection of hydrocarbons from the reservoir s reservoirs Bazhenov Formation. Such a mechanism of compaction of the productive formation and narrowing of the fluid-conducting channels in the process of hydrocarbon selection largely explains the low efficiency of multistage hydraulic fracturing in extremely heterogeneous and plastic productive formations of the Bazhenov formation. Immediately after a multi-stage hydraulic fracturing, as a rule, a relatively high flow rate is recorded, but after a year the flow rate may drop to 80 percent or more of the initial one. There are several reasons for this:

- 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;- due to the low natural permeability of the reservoir, a slow inflow of mobile oil of low permeability rocks from the remote zones of the reservoir through micro and mesofluidic conduits to the fractures of multistage hydraulic fracturing is recorded in it, and the number of natural macrofluidic conduits (primary layering) is small;

- снижение энергии продуктивного пласта в зоне, окружающей макротрещины многостадийного ГРП - околотрещиноватая компакция продуктивного пласта и уменьшение толщины флюидопроводящих каналов продуктивного пласта;- reducing the energy of the reservoir in the area surrounding the macrocracks of multistage hydraulic fracturing - near-fractured compaction of the reservoir and reducing the thickness of the fluid-conducting channels of the reservoir;

- 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.- clogging / plugging with water used for multistage hydraulic fracturing, micro, meso and macro fluid channels of the reservoir and, as a result, the compaction of this zone of the reservoir, accompanied by hydraulic blocking of the fluid channels and the permeability of the reservoir in the near-fractured zones to a level below the natural - formation macrocracks of multistage hydraulic fracturing of a kind of low-permeability shell, which prevents the influx of oil of low-permeability rocks in the macro multistage hydraulic fracturing along natural micro, mesocracks from more distant areas of the reservoir.

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.After the formation of a low-permeable bulk shell around macrocracks formed, for example, by multistage fracturing, they (macrocracks) practically stop working, especially in the plastic reservoir of the Bazhenov formation. Thus, during the development of productive formations of the Bazhenov formation, one of the necessary conditions is to maintain reservoir pressure, and the most promising is to increase (reenergize) and prevent the compaction of the productive formation — collapse, mainly of subhorizontal primary fracturing.

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:In the claimed group of inventions, the most significant processes occurring with in-situ hydrocarbons, against the general background of an increase in the volume of in-situ fluids and kerogen (swelling) due to their heating, are the following processes:

- генерация синтетических углеводородов в газообразной и жидкой форме из нефти низкопроницаемых пород и, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена;- the generation of synthetic hydrocarbons in gaseous and liquid form from oil of low permeability rocks and, mainly, from bituminous oil and kerogen;

- 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;- in-situ refinement of low-permeability rock oil and bituminous oil by crushing large hydrocarbon molecules into smaller and, thus, irreversibly lowering the viscosity and density of liquid hydrocarbons;

- внутрипластовая десульфиризация и понижение степени интенсивности процесса полимеризации асфальтенов (коксообразования), его подавление.- in-situ desulfirization and lowering the degree of intensity of the asphaltene polymerization process (coke formation), its suppression.

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:In the productive stratum of oil shale plays, including the Bazhenov Formation, there are pores / fluid-conducting channels that are formed as a result of tectonic processes that somehow mechanically deform the productive stratum and thereby violate its continuity / integrity, and as a result of catagenesis ( T from 60 to 130 ° C and pressure up to 35/40 MPa), during which the process of maturation of kerogen with the formation of various hydrocarbons and other chemical compounds is realized. In particular, the abnormally high reservoir pressure of the Bazhenov formation is the result of catagenesis under conditions of deep occurrence of productive formations. In the process of catagenesis, fixed hydrocarbons - thermobitumen / bituminoids, and mobile hydrocarbons - medium and heavy oils, oil of low permeability rocks (light oil), gaseous hydrocarbons (C ₁ -C ₄ ), hydrogen sulfide and other gases are formed from kerogen. The pores of the reservoir can be “hollow” (filled with gases) or filled with the above-mentioned products of kerogen maturation with thermal bitumen and oils (low-permeability rock oil and / or bituminous oil). Pores formed during kerogen catagenesis are classified as follows:

- округлая/щелевая;- rounded / crevice;

- закрытая/открытая;- closed / open;

- изолированная/связанная;- isolated / connected;

- органическая/межгранулярная/трещиноватая;- organic / intergranular / fissured;

- микро/мезо/макропора;- micro / meso / macropore;

- наполненная керогеном/нефтью низкопроницаемых пород/битуминозной нефтью/углеводородными газами/или иными газами.- filled with kerogen / oil of low permeability rocks / bituminous oil / hydrocarbon gases / or other gases.

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).The reservoir of the Bazhenov formation is characterized by abnormally high reservoir pressures (coefficient: up to 1.7-1.8), up to 430 atm, in the presence of abnormally high reservoir temperatures, the values of which are in the range from 116 ° C to 134 ° C. The reason for the simultaneous increase in temperature and pressure in the Bazhenov formation is the conversion of organic matter (kerogen) with a high density (1.12 g / cm ³ ) into synthetic hydrocarbons with a lower density and, as a result, an increase in the volume of the interstitial fluid by 1.33 times, which also leads to the formation of fracturing and an increase in the permeability of productive strata of the Bazhenov formation. The higher the catagenesis (within the “oil window”), the more the oil and gas potential of kerogen is realized, the permeability of the productive formation of the Bazhenov formation is higher and the more oil of low permeability rocks is contained in such a productive layer (Note: outside the “oil window” (Ro> 1 , 2) the permeability of the reservoir may begin to decline).

Внутрипластовая реторта.Intra-layer retort.

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.In the claimed group of inventions, in-situ retort means a certain volume of the reservoir in which the in-situ (catalytic) retorting process is carried out. An in-situ retort is a nano-geothermochemical reactor artificially formed in an oil-kerogen-containing productive formation, existing in a nanoscale mineral matrix filled mainly with organic substances, which, in essence, are low-permeable productive formations of oil and oil shale streaks. The artificially modified temperature of the in-situ retort is higher than the natural temperature surrounding the reservoir. The artificially modified pressure of the in-situ retort, as a rule, is higher than the natural pressure surrounding its reservoir. An in-situ retort is an underground georeactor artificially created in a productive oil-kerogen-containing formation, in which, when implementing the claimed group of inventions, the following in-situ catalytic retorting processes are carried out: steam reforming; autothermal reforming; partial oxidation of in situ hydrocarbons; water gas conversion; methanization; carbon formation and consumption; carbon dioxide reforming; partial refinement of in-situ hydrocarbons, their thermolysis or pyrolysis / hydropyrolysis, aquatermolysis, catalytic aquatermolysis, thermal, catalytic cracking, hydrothermal catalytic carbonization of residual in-situ hydrocarbons, which, collectively and as a whole, can be attributed to the basic processes of carbonization, liquefaction and gasification the claimed method in the reservoir and partly in the well for the molecular modification of in situ hydrocarbons, their partial refinement, and t kzhe formation on the inner surface nanoflyuidoprovodyaschih channels nanoporous carbon.

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.Artificial formation of an in-situ retort is possible because the permeability of the productive layer of oil shale slopes, including the Bazhenov formation, is very low and it does not have large pores and cracks. Moreover, with an increase in the temperature of the in-situ retort above 150 ° C, a “shell” is formed around it, the permeability of which is even lower than the permeability of the reservoir in its natural state. The growth of the in-situ retort is cyclical. This is explained by the cyclical nature of the thermal and / or thermochemical effect on the reservoir, as well as the cyclical nature of the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it. During the implementation of the above processes, the geometric shape and volume of the in-situ retort are constantly changing while maintaining the overall growth trend. The volume of the in-situ retort increases during the cyclic thermal and thermochemical effects on the reservoir and decreases during the cyclic selection of the molecularly modified and partially refined hydrocarbons from the reservoir, but the decrease in the volume of the in-situ retort always remains less than the previous increase in its volume, which, in as a whole, and provides the cyclic process of growth of the in-situ retort, explains the cyclical nature of the increase in its volume and Changes its geometric shapes, while maintaining the general trend of its growth.

Внутрипластовая реторта в заявленной группе изобретений представлена структурно состоящей из трех условных температурных зон, которые характеризуются различной степенью проницаемости (Фиг 1.).The intra-layer retort in the claimed group of inventions is represented structurally consisting of three conventional temperature zones, which are characterized by different degrees of permeability (Fig 1.).

Зона №1 - условное «ядро» внутрипластовой реторты имеет температуру от 250 до 1000°C и характеризуется измененной повышенной проницаемостью.Zone No. 1 - the conditional “core” of the in-situ retort has a temperature of 250 to 1000 ° C and is characterized by altered permeability.

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.Zone No. 2 - the low-permeability “shell” of the in-situ retort has a temperature from 250 to 150 ° C and is characterized by a temporarily altered reduced permeability, which increases with increasing temperature during the growth / development of the in-situ retort due to the thermal and thermochemical effects on the reservoir.

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.Zone No. 3 - has a temperature from the level of the natural in-situ temperature to 150 ° C (in the Bazhenov formation, the in-situ temperature is, on average, from 80 to 120 ° C) and is characterized by almost unchanged in-situ natural permeability.

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.In the above-mentioned zones of the in-situ retort, various in-situ processes occur, externally manifesting themselves with three peaks (Fig. 2) of hydrocarbon output, and having a different physical and chemical nature.

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.Process No. 1 - an increase in the mobility of oil of low permeability rocks (S ₁ ) and desorption by the adsorbed inner surface of open pores / fluid-conducting channels of oil of low permeability rocks and gases, T up to 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 S_2a - химический, Т от 240 до 320°C.Process No. 2 - extraction of oil of low permeability rocks and gases adsorbed by the kerogen (S ₂ ) structures :) low-temperature process S ₁ - physical, T from 150 to 180 ° C; high temperature process S _2a - chemical, T from 240 to 320 ° C.

Процесс №3 - генерация синтетических углеводородов из керогена при его пиролизе/гидропиролизе S_2b, 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.).Process No. 3 - generation of synthetic hydrocarbons from kerogen during its pyrolysis / hydropyrolysis S _2b , Т> 320 ° C (Source [1]: Captures of capture of free hydrocarbons by kerogen. Bataly O.Yu., Vafina NG, IPG RAS. FORMS OF FREE-HYDROCARBON CAPTURE BY KEROGEN. Batalin OY, Vafina NG Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Science. INTERNATIONAL JOURNAL OF APPLIED AND FUNDAMENTAL RESEARCH No. 10, 2013.).

Кероген и битуминозная нефть.Kerogen and bituminous oil.

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₊.In the claimed group of inventions, under kerogen (approximate empirical formula C ₂₀₀ H ₃₀₀ SN ₅ O ₁₁ ), polymer organic materials (geopolymer of irregular structure), which are a rock-forming element and an integral part of the organomineral complex of oil and / or oil-bearing shale formations and one of forms of unconventional oil. They are insoluble in common organic solvents due to their high molecular weight (from 500 g / mol or more). Each kerogen molecule is unique because it is a random combination of different monomers. In the process of performing in-situ thermal and / or thermochemical effects (pyrolysis / hydro-pyrolysis of kerogen / catalytic hydro-pyrolysis), intermediate pyro-bitumen is generated from kerogen, as well as liquid synthetic hydrocarbons and synthetic gas, mainly consisting of CO ₂ , Н ₂ , СН ₄ , C ₂ H ₆ , CO, C ₂ H ₄ , C ₃ H ₈ , C ₃ H ₆ , C ₄ H ₁₀ , C ₄ H ₈ and C ₅₊ .

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.Productive strata of the Bazhenov formation contain a significant amount of kerogen. According to experts, its concentration in “sweet spots” reaches 23-24%, which is comparable to the concentration of kerogen in oil shale formations, such as, for example, Green River, USA. The kerogen of the Bazhenov Formation is largely immature and has retained its residual oil generation potential at a high level - up to 70%, which makes it an attractive target for in-situ generation of synthetic hydrocarbons from it due to its in-situ pyrolysis. The kerogen of the Bazhenov Formation is distributed relatively evenly in its productive formations, which distinguishes the Bazhenov Formation, for example, from the Bakken North American oil field, in which kerogen is mainly concentrated in Upper and Lower Bakken. The packs of the productive layer of the Bazhenov Formation with a low concentration of kerogen (Bazhen-Bakken) and a high content of mobile oil of low permeability rocks have a small thickness. The Bazhenov formation contains Type II kerogen, the temperature of the in-situ pyrolysis of which (400 ° C) is significantly lower than the temperature (about 50 ° C) required for the complete in-situ pyrolysis of Type I kerogen contained in productive formations, for example, the Green River shale formation. The hydrocarbon potential (hydrocarbon reserves) contained in the kerogen of the Bazhenov formation, taking into account its residual oil generation potential, is approximately 10-20 times and higher than the amount of low permeability oil already in its reservoirs and reaches a value of approximately 400 billion tons . This fact highlights the approach to in-situ generation of synthetic oil from kerogen, which forms the conceptual basis of the claimed group of inventions, in comparison with projects whose goal is to extract low-permeability oil from the Bazhenov formation that is already existing in the productive formations.

В баженовской свите можно выделить три группы нефтей, которые отличаются по плотности и другим параметрам.In the Bazhenov formation, three groups of oils can be distinguished, which differ in density and other parameters.

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.1. "Light" oil with a low density (0.771-0.819 g / cm ³ ), which is due to a greater extent to a high yield of gasoline fractions (29-54%), low tar and asphaltene content.

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%.2. “Medium” oils, the density of which varies in the range of 0.825-0.866 g / cm ³ , the yield of light fractions is 19.0-30.0%, the resin content is 2.04-6.67%, and asphaltenes are 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.3. “Heavy” oils - with a high density (0.871-0.908 g / cm ³ ), which have high boiling points (more than 100 ° C). They do not have light hydrocarbon fractions and contain many asphaltenes.

«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.“Heavy” oils, for the most part, are inactive and cannot be recovered from low-permeable reservoirs without additional thermal effects. Recoverable oils are “light” and partially “medium” oils, the mass fraction of which, according to various estimates, is approximately 5 to 15% of the total hydrocarbon potential of Bazhen. That is, approximately, from 85 to 95% of the hydrocarbons of the Bazhenov formation cannot be extracted without the use of thermal oil recovery enhancement methods (EOR). “Heavy” oils are part of the “bituminous” oil, which also includes stationary thermal bitumen.

В заявленной группе изобретений под термобитумом следует понимать:In the claimed group of inventions under thermal bitumen should be understood:

- промежуточный продукт процесса пиролизации керогена, содержащегося в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев;- an intermediate product of the process of pyrolysis of kerogen contained in the productive strata of oil shale plays;

- один из продуктов созревания керогена в процессе катагенеза.- one of the products of the maturation of kerogen in the process of catagenesis.

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.Thermobitumen refers to stationary hydrocarbons and, without thermal or thermochemical effects, is a significant non-recoverable hydrocarbon resource of the Bazhenov, Domanik suite and other suites and formations, both in Russia and in the United States and the EU. Thermobitumen is one of the components of bituminous oil, which also includes any type of inactive heavy and highly viscous oils related to "heavy" oils.

Внутрипластовый (каталитический) ретортинг.Intra-layer (catalytic) retorting.

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.In the claimed group of inventions, in-situ (catalytic) retorting refers to the totality of all processes referred to in the description of the term “In-situ retort”, the main purpose of which is the molecular modification of in-situ hydrocarbons, in-situ generation of synthetic hydrocarbons and their general irreversible partial refinement. The most significant processes of in-situ (catalytic) retorting include low-temperature oxidative reactions, aquathermolysis, catalytic aquatermolysis, thermolysis or pyrolysis, including dry pyrolysis and hydropyrolysis, catalytic hydropyrolysis, cracking in supercritical water, hydrocracking in supercritical water, and supercritical water.

Внутрипластовый (каталитический) ретортинг обеспечивает максимизацию степени извлечения высокотехнологичной нефти, имеющей наиболее высокую потребительскую стоимость.Intra-layer (catalytic) retorting maximizes the degree of extraction of high-tech oil with the highest consumer value.

«Сухой» пиролиз, гидропиролиз и влияние давления на степень полноты конверсии керогена в синтетические углеводороды.“Dry” pyrolysis, hydropyrolysis and the effect of pressure on the degree of completeness of conversion of kerogen to synthetic hydrocarbons.

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 (C₁-С₄) 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, С₁-С₉) 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.Dry pyrolysis (pyrolysis in the absence of water) and hydropyrolysis in the claimed group of inventions are the main processes of in-situ generation of synthetic hydrocarbons, mainly from kerogen and bituminous oil, not excluding the pyrolysis of low-permeability oil. The effectiveness of hydropyrolysis in the presence of subcritical and / or supercritical water and / or pseudo-supercritical and / or pseudo-ultra-supercritical fluid is much higher than the so-called “dry” pyrolysis, which is explained by the participation of H ₂ O molecules in redox reactions. It is known from the state of the art that the quality of the generated synthetic oil and the pyrolysis temperature at which complete conversion of kerogen to synthetic hydrocarbons is achieved depend largely on the heating rate of the reservoir. So, the lower the heating rate of the reservoir / kerogen, the lower the temperature of the complete pyrolysis of kerogen. For example, at a heating rate of 3 ° C per month, the complete conversion of kerogen to synthetic hydrocarbons is completed at a temperature of 300 ° C, and at a heating rate of 3 ° C per day, at 350 ° C. It was also found that the slower the heating rate of the reservoir / kerogen, the higher the quality of the generated synthetic oil. So, at a high heating rate of the reservoir / kerogen - 10,000 ° C per day, the quality of the synthetic oil generated inside the reservoir from kerogen synthetic oil corresponds to 24 ° API, and with slow heating - 1 ° C per day, the quality of the generated synthetic oil increases to 32 ° API The claimed group of inventions uses both conductive and convective heating of the reservoir, but in both cases, given the low thermal conductivity (approximately 7.5-7.7 kJ / (m * K * h)) of the reservoirs of the Bazhenov formation, heating the reservoir is slow. This means that the complete conversion of kerogen to synthetic hydrocarbons is achieved as a result of, mainly, low-temperature pyrolysis - up to 350-400 ° C, and the synthetic oil generated from kerogen is a light synthetic oil of high quality. At the same time, at such temperatures of hydro-pyrolysis and in the presence of carbon dioxide (CO ₂ ), the amount of hydrocarbon gases (C ₁ -C ₄ ) generated inside the reservoir is kept as low as possible. For pyrolysis / hydropyrolysis, the quality of kerogen is no less significant. From the current state of the art, it is known that more hydro-pyrolysis using supercritical water or pseudo-supercritical fluids produces more liquid and gaseous synthetic hydrocarbons from Type I kerogen than from Type II kerogen, but which is required for the complete conversion of Type II kerogen to liquid and gaseous hydrocarbons pyrolysis / hydropyrolysis temperature is lower than for type I kerogen. A temperature of 350-400 ° C is sufficient for Type II kerogen, while a temperature equal to, on average, 450 ° C is necessary for the complete conversion of Type I kerogen to liquid and gaseous synthetic hydrocarbons. The conversion of Type II kerogen into liquid and gaseous synthetic hydrocarbons requires less activation energy than Type I kerogen. With an increase in the term / duration of the development of the reservoir, the quality of the synthetic oil generated from kerogen will improve, and at the final stage of the development of the reservoir using the claimed method, we consider it possible to lower the temperature of the main operating agents used to influence 350-400 ° C, which will reduce energy costs and, accordingly, the cost of production of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from oil shale formations. With an increase in the in-situ pressure, as one of the conditions of the kerogen pyrolysis medium, the efficiency of kerogen conversion can be increased by about 6-7%. With "dry" pyrolysis, the in-situ pressure, as a rule, does not increase above 25-28 MPa, while with hydropyrolysis (locally) it can increase to about 80-85 MPa. In local nano-volumes, the pressure can increase briefly up to 200 MPa. When kerogen is converted to "oil", kerogen is first converted to bitumen or thermal bitumen and light hydrocarbons (mainly C ₁ -C ₉ ) and only then to oil, gas and coke. It should also be noted that at 100% conversion of kerogen to thermal bitumen (the first stage of conversion), its volume increases by only 4%, and when the thermal bitumen is converted to oil (second stage of conversion), its volume increases by 30% (re-energization of the reservoir). Moreover, in the process of conversion of kerogen to thermal bitumen, water does not play practically any role, at the same time, in the next stage of the conversion of thermal bitumen into oil, water (supercritical water) begins to play an extremely important role as a hydrogen donor and its presence in the reservoir provides complete conversion at a higher local pressure (up to 80 MPa compared to 25 MPa without water) and, as a result, provides an increase in pressure while increasing the kerogen volume, which leads to a significant increase in the internal energy gii of the productive formation (reenergization) and to the growth of its permeability due to the restoration of the natural and the formation of a new fracture.

Автофлюидоразрывы продуктивного пласта.Auto-fracturing of the reservoir.

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.In the claimed group of inventions, autofluidic fractures of a reservoir mean local nanoscale discontinuities of the rock during thermal or thermochemical exposure to it, mainly due to volume expansion or swelling of the in-situ fluids already contained in it, bituminous oil and kerogen, as well as in-situ generation of synthetic hydrocarbons, mainly from bituminous oil and kerogen. The implementation of the above processes leads to an increase in the interstitial pressure in closed and / or quasi-closed pores (such as an “ink pore”) and, at values above critical, results in a break in the rock continuity and transformation of closed and / or quasi-closed pores into open pores. Due to this, there is an intensification of the natural and the formation of new fractures, mainly at the micro and mesoscale, as well as the inclusion of previously isolated pores in the bulk and integrated in-situ fluid-conducting system. Intra-layer autofluid fractures of the reservoir are also carried out in open / connected pores and in fluid-conducting channels, in which case the process of renewal / restoration and fracture growth is realized at all three nanoscale levels, but mainly at the meso and macro levels. Intra-reservoir autofluidic fractures of the reservoir in the claimed group of inventions represent one of the most significant tools for increasing the permeability of the reservoir.

Рабочие агенты.Working agents.

В заявленной группе изобретений для реализации заявленного способа с обеспечением указанного выше технического результата используются следующие рабочие агенты:In the claimed group of inventions, the following working agents are used to implement the claimed method with the provision of the above technical result:

- первичные рабочие агенты (ПРА);- primary working agents (PRA);

- вторичные рабочие агенты (ВРА);- secondary working agents (BPA);

- рабочие агенты воздействия (РАВ).- working exposure agents (RAV).

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.By PRA it is necessary to understand working agents, which are the basis for the formation of BPA and RAV and are not used for injection into the reservoir and, therefore, are not intended to exert one or another impact on it.

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.By BPA, it is necessary to understand the working agents that are formed on the basis of ballasts and are the basis for the formation of RAB, they are not used for injection into the reservoir and are not intended to exert one or another impact on it.

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.RAV should be understood as working agents that are formed on the basis of ballasts and / or BPAs and are used for injection into the reservoir and, therefore, are intended to exert one or another impact on it.

Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса применяются следующие ПРА:To implement the claimed method using a technological complex, the following ballasts are used:

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);PRA No. 1. It is formed on the day surface of the well in a surface generator of ultra-supercritical water and is pure water in an ultra-supercritical state (T from 593 to 650 ° C and P to 45 MPa; enthalpy (h) - 3482.5 kJ / kg; density (ρ ) - 126.8 kg / m ³ );

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);PRA No. 2. It is formed on the day surface of the well in a surface generator of ultra-supercritical water and is pure water in a supercritical state (T from 375 to 593 ° C and P up to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (ρ) - 146 kg / m ³ );

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);PRA number 3. It is formed on the surface of the well in a surface generator of ultra-supercritical water and is pure water in a subcritical state (T up to 375 ° C and P up to 45 MPa; enthalpy (h) - 1721.8 kJ / kg; density (ρ) - 629 kg / m ³ );

ПРА №4. Формируется на дневной поверхности скважины и является чистой холодной водой, насыщенной наноразмерным катализатором;PRA No. 4. It is formed on the day surface of the well and is pure cold water saturated with a nanoscale catalyst;

ПРА №5. Формируется на дневной поверхности скважины и является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода, воздуха или воздуха, обогащенного кислородом;PRA No. 5. It is formed on the day surface of the well and is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide, air or oxygen enriched air;

ПРА №6. Формируется на дневной поверхности скважины и является холодной водой, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями.PRA No. 6. It is formed on the day surface of the well and is cold water saturated with acids or acidic emulsions.

ПРА №7. Формируется на дневной поверхности скважины и является холодной водой, насыщенной нефтью или метанолом или смесью нефти и метанола.PRA number 7. It is formed on the day surface of the well and is cold water saturated with oil or methanol or a mixture of oil and methanol.

Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса используются следующие ВРА:To implement the claimed method using the technological complex, the following BPA are used:

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;BPA No. 1.A. Formed at the bottom of the well. During the delivery of ballast # 1 from the day surface of the well to its bottom at constant pressure, the temperature of ballast # 1 decreases and the density increases and, therefore, ballast # 1 is transformed into ballast # 1, which is pure water in a supercritical state (T from 375 to 593 ° C and P to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (ρ) - 146 kg / m ³ ). BPA No. 1.A is one of the components of RAV No. I, I. B and 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.BPA No. 1.B. It is formed on the surface of the borehole in the oxidation reactor by oxidizing mainly aluminum and / or zinc and / or iron or a mixture thereof in ballast No. 1, resulting in ballast No. 1 being saturated with hydrogen and nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc oxide, and / or iron oxide and / or mixtures thereof. BPA No. 1. B is a single-phase multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid, saturated, predominantly, with nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide and / or their mixture and hydrogen. As a result of the exothermic oxidation reaction, mainly aluminum and / or zinc and / or iron, or a mixture thereof, in any possible proportion, heat and temperature No. 1 are generated in ballast No. 1. It is always higher than the temperature of ballast No. 1. BPA No. 1. B is the basis for the formation of RAV No. 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.BPA No. 1.B. It is formed on the day surface of the well due to the saturation of ballast # 1 with an oxidizing agent in the form of ballast # 5 and then oxidation in the oxidation reactor of any suitable organic compounds, mainly oil or methanol, or a mixture of oil and methanol, in the form of ballast # 7, as a result where the ballast No. 1 is saturated with carbon dioxide and is transformed into the ballast No. 1.B. BPA No. 1.B. is a single-phase multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid, saturated, carbon dioxide and unconverted residual oil or methanol, or a mixture of oil and methanol. As a result of the exothermic oxidation reaction, mainly of oil or methanol, or of a mixture of oil and methanol in any possible proportion, heat and temperature of formed BPA No. 1 are generated in ballast No. 1. always higher than ballast temperature No. 1. BPA No. 1.B. on the day surface of the well, it is saturated with a significant amount of CO ₂ , which reduces the specific heat transport losses that occur during the delivery of BPA No. 1. B. to the bottom of the well. Temperature of BPA No. 1. - up to 700 ° C. BPA No. 1.B. is the basis for the formation of RAV No. I.G.

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.BPA No. 2.A. It is formed on the surface of the well in the block of organic compounds enrichment of the surface generator of ultra-supercritical water by saturating ballast # 1 or ballast # 2 with any organic compounds gasified in ultra-supercritical or supercritical water, but mainly with methanol and / or oil, or a mixture of oil and methanol. The composition of the ballast # 2.A: water in an ultra-supercritical (when using ballast # 1) or in a supercritical state (when using ballast # 2); any organic compounds gasified in ultra-supercritical or supercritical water, but mainly methanol and / or oil, or a mixture of oil and methanol in an ultra-supercritical or supercritical state. BPA No. 2.A. is the basis for the formation of RAV No. 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.BPA No. 2.B. It is formed on the surface of the well in the block of organic compounds enrichment of the surface generator of ultra-supercritical water due to saturation of ballast No. 2, mainly with methanol, but not excluding the possibility of using oil or a mixture of oil and methanol. BPA No. 2.B. is one of the components of RAV No. IIA.

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.BPA No. 3.A. It is formed on the day surface of the well due to saturation of ballast No. 3 with surface-active substances (surfactants). The composition of BPA No. 3.A: subcritical water and surfactant. BPA No. 3.A. is the basis for the formation of RAV No. 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.BPA No. 3.B. It is formed on the day surface of the well due to saturation of the ballast # 3 with the “PAV-NANOXIDE” composition, consisting of anionic surfactants and nanosized particles of metals and / or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe ₂ O ₃ and / or Fe ₃ O ₄ ), which are simultaneously a catalyst for the conversion of in-situ hydrocarbons and nanopropant (catalytic nanopropant), wedging and fixing the nanocracks of the reservoir. The composition of BPA No. 3.B: water in a subcritical state; anionic surfactants; nanosized particles of metals or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe ₂ O ₃ and / or Fe ₃ O ₄ ), BPA No. 3. B. is the basis for the formation of RAV No. III.A.

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.BPA No. 4.A. Formed at the bottom of the well. In the process of delivery of ballast # 4 from the day surface of the well to its bottom at constant pressure, the temperature of ballast # 4 rises and its density decreases, and thus, ballast # 4 is transformed into ballast # 4. A, which is pure water with high temperature and in a subcritical or supercritical state saturated with nanoscale catalysts. BPA No. 4.A is one of the components of RAV No. 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.BPA No. 5.A. Formed at the bottom of the well. In the process of delivering ballast No. 5 from the day surface of the well to its bottom with constant pressure, the temperature of ballast No. 5 rises and the density decreases, and thus, ballast No. 5. transforms into BPA No. 5.A, which is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide or air. BPA No. 5.A. is one of the components used in the formation or in the composition of RAB No. II.A and I.B.

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.BPA No. 6.A. Formed at the bottom of the well. In the process of delivery of ballast # 6 from the surface of the well to its bottom at constant pressure, the temperature of ballast # 6 rises and its density decreases, and thus, ballast # 6 is transformed into ballast # 6, which is water saturated with acids or acid emulsions . BPA No. 6.A. is one of the components of RAV No. I.

Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса используются следующие РАВ:To implement the claimed method using the technological complex, the following RAV are used:

РАВ, используемые при проведении этапа «Подготовка продуктивного пласта»:RAV used during the stage of "Preparation of the reservoir":

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.RAV No. III. Designed for low temperature thermochemical exposure. Formed at the bottom of the well. In the process of delivering BPA No. 3 to the bottom of the well, at constant pressure, its temperature decreases and its density increases, and thus, it is transformed into RAV No. III. The temperature of PAB No. III at the time of its injection into the reservoir should not exceed 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.RAV No. III.A is intended for low-temperature thermochemocatalytic exposure with nanopropant. Formed at the bottom of the well. As a result of delivery to the bottom of the well, BPA No. 3. B at constant pressure, its temperature decreases, and the density increases and, thus, it is transformed into RAV No. III.A. The temperature of PAB No. III.A at the time of its injection into the reservoir must not exceed 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.RAV No.I. Designed for acid thermochemical exposure. RAV No. I is formed at the bottom of the well by mixing BPA No. 1.A with BPA No. 6.A. RAV No. I is a pseudo-supercritical fluid. The composition of RAV No. I: supercritical water; acids or acidic emulsions.

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.RAV No. I.A. Designed for thermal exposure. Formed at the bottom of the well. In the process of delivering ballast No. 1 from the day surface of the well to its bottom at constant pressure, the temperature of ballast No. 1 decreases and the density increases, and thus, ballast No. 1 is transformed into RAB No. I.A, which is pure water in a supercritical state.

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.RAV No. 1.B. It is formed at the bottom of the well by mixing BPA No. 1.A with BPA No. 5.A and is used in the inventive method for conducting in-situ thermal explosions.

РАВ, используемые на этапе «Основное высокотемпературное термохимическое воздействие»:RAV used at the stage of "The main high-temperature thermochemical effect":

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.RAV No. II. It is used for high-temperature thermochemical exposure based on surface and / or downhole gasification of any gasified organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or in supercritical water. It is formed mainly in the surface reactor for the reforming of organic compounds due to gasification of BPA No. 2.A. However, in some cases, due to the duration of the BPA No. 2.A gasification process, it can continue in the tubing during the delivery of BPA No. 2.A to the bottom of the well, as well as in the sub-packer borehole zone at the bottom of the well. Thus, depending on a number of factors, the process of transforming BPA No. 2.A into RAV No. II can be completed in a surface organic compounds reforming reactor located on the surface of the well or in the well, but in close proximity to its surface and / or in the well in the tubing, and / or in the sub-packer borehole zone at the bottom of the well.

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.RAV No. II.A. Designed for high-temperature thermochemical exposure based on partial in-situ gasification of hydrocarbons. It is formed at the bottom of the well due to the implementation of an exothermic oxidation reaction, mainly of methanol and / or oil, and / or a mixture of oil and methanol contained in BPA No. 2. B in supercritical water in the presence of BPA No. 5.A, which results in almost complete oxidation of the above organic compounds, preheating of BPA No. 2.B. up to 800 ° C and its enrichment with carbon dioxide, which means its transformation into PAB No. II.A. RAV No. II.A. used for partial and short in-situ gasification of hydrocarbons. In the case of a significant concentration of methanol and / or oil, and / or a mixture of oil and methanol in BPA No. 2. B. (from 5 to 15%) RAB No. II.A. can warm up at the bottom of the well to an ultra-supercritical temperature (from 593 to 800 ° C) and in this case the concentration of carbon dioxide in it will always be higher than if BPA No. 2.B with a concentration of methanol and / or oil is used, and / or a mixture of oil and methanol up to 5%, during oxidation of which at the bottom of the well temperature RAV No. II.A. cannot exceed the maximum supercritical temperature value of 593 ° C.

РАВ, используемые на этапе «Дополнительное воздействие в рамках этапа «Основного воздействия»:RAV used in the stage “Additional impact under the phase of the“ Main impact ”:

РАВ №IV. Предназначен для термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт. Формируется на забое скважины за счет смешения ВРА №1.А. и ВРА №4.А.RAV No. IV. Designed for thermo-catalytic effects on the reservoir. It is formed at the bottom of the well by mixing BPA No. 1.A. and BPA No. 4.A.

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.RAV No.I.B. Designed for hydrogen-thermo-catalytic exposure using nanopropant. Formed at the bottom of the well. In the process of delivering BPA No. 1. B from the day surface of the well to its bottom at a constant pressure, the temperature of BPA No. 1. B decreases, and the density increases and, thus, BPA No. 1. B is transformed into RAV No. I. B. RAV No.I.B. is supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide, which are a catalytic nanopropant that wedges cracks and prevents the compaction of the reservoir during the selection of molecularly modified and partially hydrated hydrocarbons from it.

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.).RAV No. I.G. Designed for thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir. It is formed at the bottom of the well during the delivery of BPA No. 1.B. from the day surface of the well to its bottom at a constant pressure, the temperature of the BPA No. 1. decreases, and the density increases and, thus, BPA No. 1. B. transforms into a working exposure agent (RAV) No..I.G. RAV No. I.G. is a pseudo-supercritical fluid or supercritical water saturated with carbon dioxide and not converted to residual oil or methanol, or a mixture of oil and methanol (T up to 593 ° C at P up to 45/50 MPa.).

Используемые для реализации способа рабочие агенты скомпонованы в таблице №1.Used to implement the method of working agents are arranged in table No. 1.

Связки рабочих агентов.Bundles of working agents.

В заявленной группе изобретений используются простейшие связки рабочих агентов, простые связки рабочих агентов, сложные связки рабочих агентов (Фиг. 3.).The claimed group of inventions uses the simplest bundles of working agents, simple bundles of working agents, complex bundles of working agents (Fig. 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.The simplest bundles of working agents include bundles of working agents in which ballasts are directly transformed into RAB. To implement the claimed method, only one simple bundle of working agents is used: ballast No. 1 is transformed upon delivery to the bottom of the well in PAB No. 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.Simple bundles of working agents include bundles in which ballasts are first transformed into BPAs and only then into RABs. To implement the claimed method, the following simple bundles of working agents are used: 1) Ballasts No. 1., Balloons No. 1.B. = RAV No.I.B .; 2) Ballast No. 1 or Ballast No. 2 .; BPA No. 2.A. = PAB No. II .; 3) PRA No. 3., VRA No. 3.A. = PAB No. III .; 4) PRA No. 3., VRA No. 3.B. = PAB No. III.A. and 5) Ballasts No. 1., Balloons No. 1. B. = RAV No. I.G.

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:Complex bundles of work agents include bundles of work agents, in which, as a rule, two ballasts and two balloons form a RAB. To implement the claimed method, four complex bundles of working agents are used:

1) (ПРА №1., ВРА №1.А.)+(ПРА №4., ВРА №4.А.)=РАВ №IV.1) (PRA No. 1., VRA No. 1.A.) + (PRA No. 4., VRA No. 4.A.) = RAV No. IV.

2) (ПРА №1., ВРА №1.А.)+(ПРА №6., ВРА №6.А.)=РАВ №I.2) (Ballasts No. 1., Balloons No. 1.A.) + (Balloons No. 6., Balloons No. 6.A.) = RAB No. I.

3) (ПРА №1., ВРА №1.А.)+(ПРА №5., ВРА №5.А.)=РАВ №I.Б.3) (PRA No. 1., VRA No. 1.A.) + (PRA No. 5., VRA No. 5.A.) = RAV No. I. B.

4) (ПРА №2., ВРА №2.Б.)+(ПРА №5., ВРА №5.А.)=РАВ №II.А.4) (PRA No. 2., VRA No. 2.B.) + (PRA No. 5., VRA No. 5.A.) = RAV No. II.A.

Детальное описание РАВ №II.Detailed description of PAB No. 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.RAV No. II is the main working agent of the impact in the implementation of the claimed method. The presence of supercritical water in the composition of PAB No. II is a prerequisite, since it, being an excellent heat carrier, has significant diffusion and dissolving ability, changes the wettability of the inner surface of pores / fluid-conducting channels, transfers the onset of coke formation to higher temperatures, and also inhibits the coke formation process and its presence, approximately, halves the amount of coke yield compared with dry pyrolysis. Moreover, supercritical water, being the medium for the majority of in-situ processes, is also a hydrogen donor and takes part in processes / reactions of partial refinement (hydrogenation) and in-situ hydrocarbon modification (cracking) - acts as a molecular catalyst and an oxidizing agent at the same time, and also contributes to removal (cracking) of in-situ hydrocarbons of asphaltenes and heteroatoms of nitrogen, sulfur, nickel and vanadium (nitrogen, nickel and vanadium, in particular, increase the viscosity dkih hydrocarbons as nickel, vanadium and sulfur deactivated catalysts). In addition to the above, supercritical water leaches easily soluble salts from sediments of the Bazhenov formation, and in the presence of an abnormally high reservoir pressure and its further increase (reenergization of the reservoir), supercritical water causes a sharp change in the mechanical state in overstressed clay rocks - it provokes their unloading and, as a result, cracking and stratification of dense rocks previously “combined” with such salts. This provides additional ways of fluid filtration inside the reservoir and contributes to an increase in the permeability of the reservoir and the formation of a volumetric and integrated fluid-conducting system in it. Hydrogen (molecular), carbon dioxide, methane, carbon monoxide, and unconverted residual organic compounds, including methanol and / or oil (or a mixture thereof), which, in addition to water, are included in the composition of PAB No. II, substantially increase the efficiency of the claimed method.

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.A feature of the claimed method lies in the fact that the enrichment of water with the gases mentioned above is carried out not through the use of mechanical devices (for example, high pressure compressors up to 500-600 bar), but through the use of the gasification process of organic compounds, including methanol, oil, a mixture of oil and methanol and / or any other gasified organic compounds in ultra-supercritical water in a surface reforming organic compounds reactor.

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.From the current level of technological development it is known that the completeness of conversion of kerogen to synthetic hydrocarbons largely depends on the degree of maturity of kerogen, on the quantitative presence of hydrogen in kerogen itself (HI, is the hydrogen index), and on the presence of hydrogen in the reservoir itself. That is why the claimed method intensively uses not only nanoscale catalysts, mainly in molecular form, supercritical water - a molecular catalyst, which are hydrogen donors, but also hydrogen in molecular form, which is generated during gasification, mainly, but not limited to , methanol in ultra-supercritical water and, mainly, but not limited to, on the surface of the well in a surface reactor for reforming organic compounds. Moreover, the additional introduction of molecular hydrogen into the reservoir provides hydrogenation of low-permeability rock oil and bituminous oil, which is reflected in a significant decrease in their composition of asphaltenes and in a significant increase in the yield of liquid low-boiling hydrocarbons. In turn, supercritical carbon dioxide generated during the gasification process, mainly of methanol in a surface reactor for reforming organic compounds, when it enters the reservoir, dissolves in oil of low permeability rocks and, on the one hand, reduces its viscosity and density, and on the other hand, it contributes to its swelling - increase in volume and, therefore, takes a positive part in the process of re-energizing the reservoir. When interacting with supercritical carbon dioxide, kerogen also increases its volume, which, on the one hand, makes it possible to squeeze out oil of low permeability rocks held by it, and on the other hand, kerogen swelling leads to an increase in the in-situ pressure - additional re-energization of the reservoir. In addition, supercritical carbon dioxide and carbonic acid formed with its participation in supercritical water dissolve carbonates and aluminosilicates, thereby contributing to an increase in the intergranular permeability of the reservoir.

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).The presence of various gases in the composition of PAS No. II — carbon dioxide, carbon monoxide, methane and hydrogen — reduces the transport heat loss during the delivery of PAS No. II from the day surface of the well to the bottom of the well, which significantly increases the efficiency of the claimed method. For example, as a result of the implementation of a pilot project for the injection of superheated steam (P = 15 MPa and T = 343 ° C) into the Liao-He heavy oil field (China), it was found that with steam enrichment, furnace gases using a high-pressure compressor containing approximately 12-13% CO ₂ , the heat loss during the delivery of steam from the day surface to the face decreased from 21 to 12%, and the dryness of the steam at the face increased from 19 to 42% [4] (Source [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). The supercritical methane generated during the gasification process, mainly of methanol (methanization reaction) in a land-based methanol reforming reactor, is a good hydrocarbon solvent and when it enters the reservoir, supercritical methane dilutes both low-permeability oil and bituminous oil, reducing their viscosity and density, which ultimately enhances and accelerates the process of their drainage through nanoscale fluid-conducting channels of the reservoir in the near-wellbore zone and further into the well. RAB No. II may also contain unconverted methanol (from 0.1 wt.% To 50 wt.%), Which, being a polar co-solvent, in combination with supercritical carbon dioxide and / or carbon monoxide and supercritical water inhibits coke formation, which prolongs the catalytic activity of natural reservoir and nanoscale catalysts introduced into the reservoir. Carbon monoxide / carbon monoxide (CO), being one of the products of the gasification reaction, preferably methanol in ultra-supercritical water in a surface reactor for reforming organic compounds, in the reservoir together with supercritical water is involved in the partial oxidation of in situ hydrocarbons and due to the water gas conversion reaction is involved in the in-situ generation of active / atomic hydrogen (hydrogen atom - H), which has a higher degree of activity and hydrogenation of in-situ hydrocarbons compared to molecular hydrogen (hydrogen molecule —H ₂ ).

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.Productive formations of oil shale plumes, which include the Bazhenov Formation, also contain a significant amount of so-called adsorbed oil of low permeability rocks - from 12 wt. % up to 25 wt. % of the total oil content of low permeability rocks in the productive formations of such oil-bearing shale formations. Such adsorbed oil of low permeability rocks, physically retained on the inner surface of rounded nanopores and on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels (slotted pores), in the case of using known traditional technologies for oil production, is not recoverable. Using the claimed method, namely, heat exposure (water in a supercritical state) and thermochemical effect (pseudo-ultra-supercritical or pseudo-supercritical fluid) allows, almost completely, to involve this previously unrecoverable hydrocarbon resource in active development.

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.After injection of RAV No. II or other high-temperature RAV used in the claimed group of inventions into the reservoir, during the partial refinement of the in situ hydrocarbons in the reservoir, aromatic hydrocarbons are generated, which, being in a supercritical state, are themselves excellent hydrocarbon solvents for bituminous oil , including thermal bitumen or, for example, “matrix oil” of the Orenburg oil and gas condensate field.

Снижение транспортных тепловых потерь.Decrease in transport thermal losses.

В заявленной группе изобретений снижение транспортных тепловых потерь, возникающих при доставке РАВ на забой скважины, достигается за счет использования трех основных технологических приемов:In the claimed group of inventions, the reduction of heat transport losses arising from the delivery of RAV to the bottom of the well is achieved through the use of three main technological methods:

- использования НКТ с теплоизоляцией;- use of tubing with thermal insulation;

- использования РАВ, основа которых - вода в ультра-сверхкритическом состоянии или в сверхкритическом состоянии насыщена различными газами;- use of RAB, the basis of which is water in the ultra-supercritical state or in the supercritical state, is saturated with various gases;

- 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).- delivery to the bottom of a significant amount of RAV per unit time (the more any RAV is delivered through tubing with thermal insulation to the bottom of the well per unit time, the lower the specific transport heat loss).

Частичное облагораживание углеводородов в сверхкритической воде.Partial refinement of hydrocarbons in supercritical water.

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.In the claimed group of inventions, partial refinement of hydrocarbons in supercritical water or in an aqueous supercritical fluid, or in an aqueous pseudo-supercritical fluid means such an improvement in their quality, which is characterized, mainly, by an irreversibly changed decrease in the size of their molecules and, accordingly, an irreversible decrease in viscosity and density such molecularly modified hydrocarbons. Partial refinement of hydrocarbons reduces the concentration of heteroatoms in them, such as sulfur, nitrogen, nickel and vanadium. Full refinement of hydrocarbons is achievable only when they are processed at land-based oil refineries (refineries). The term “aqueous supercritical fluid” is referred to in the application for invention No. US 2014/0224491, 2014 “System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids” and “aqueous supercritical fluid” refers to pure water of various qualities in a supercritical state (see application for invention No. US 2014/0224491 2014 [0035], p. 6.). In the claimed group of inventions, the refinement of hydrocarbons is carried out mainly in the reservoir inside the high-temperature in-situ retort (refinery No. 1 in the in-situ retort), as in supercritical water, in supercritical water in the presence of hydrogen, carbon dioxide, hydrocarbon solvents and nanoscale catalysts in molecular and ionic form, and in an environment in which water is absent, as well as when passing selected and already partially enriched hydrocarbons through the near-borehole “catalit belt / filter ”, through a catalytic nanopropant (refinery No. 2 in the near-borehole volume of the reservoir), then additionally into tubing with thermal insulation in supercritical water with the possible presence of hydrogen, carbon dioxide, hydrocarbon solvents and nanoscale catalysts in the form of metal oxide nanoparticles as well as nanocatalysts in molecular and ionic form (cracking in supercritical water, hydrocracking in supercritical water, as well as catalytic cracking in supercritical water) (refinery No. 3 in the well). The use of the process of additional partial refinement of molecularly modified hydrocarbons in supercritical water, or in supercritical fluid or in pseudo-supercritical fluid in heat-insulated tubing (refinery No. 3) is already one of the most significant features of the molecularly modified hydrocarbons that have already been selected from the reservoir and are one of the most significant features the claimed group of inventions, including the use for these purposes as a flow-through tubular reactor tubing with thermal insulation placed coaxially in the inside of the tubing with thermal insulation by a sleeveless pipe (“pipe in pipe” configuration), through which high-temperature working agents are delivered to the bottom of the well, and the sleeveless pipe itself is an additional heating element of such a flow tube reactor and serves for additional heating and, accordingly, for additional partial upgrading already molecularly modified and partially enriched hydrocarbons selected from the reservoir. Thus, thanks to the above process, in the claimed group of inventions, synthetic oil (Synthetic Crude Oil, - SCO) is produced not only in the reservoir, but also in the flow tube reactor, in the tubing with thermal insulation, located inside the sleeveless pipe by cracking hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid, by catalytic cracking of hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid ide, either due to the hydrocracking of hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid, and the most frequently used process of additional partial refinement of selected and already molecularly modified and partially molecularized hydrocarbons selected from the reservoir and hydrocarbon cracking in supercritical water, since in this case the use of water in the process of additional partial refinement of hydrocarbons is excluded orode and nanoscale catalysts in molecular or ionic form, or in the form of nanoparticles of metal oxides, which significantly reduces the cost of this process.

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.It should be noted that the hydrocracking and catalytic cracking of hydrocarbons in supercritical water, also used in the claimed group of inventions, being more expensive, are nevertheless more effective cracking processes compared to simple cracking of hydrocarbons in supercritical water. The process of partial refinement of hydrocarbons selected from the reservoir can be carried out as a separate independent operation without performing thermal or thermochemical effects on the reservoir if in situ hydrocarbons leave the reservoir without such impacts due to the high internal energy of the reservoir and their sufficient mobility - low viscosity, for example, as a result of high natural in-situ temperature. Thus, the claimed group of inventions regarding partial refinement of hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid constitutes the basis of the concept according to which the introduction and implementation of hydrocarbon processing elements (partial refinement) is carried out in the process of their production and not only in the reservoir (“Underground Refinery”, refineries No. 1 and 2), but also during their selection from the reservoir in thermal tubing with insulation (“Refinery in the tubing”, - Refinery No. 3), which, in fact , vlyayutsya tubular type flow reactor, preferably, for the partial upgrading in supercritical water selected from hydrocarbon producing formation or an additional partial upgrading in supercritical water sampled from a reservoir of the modified molecular and partially humanized hydrocarbons.

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.A tubular flow-through reactor, as part of the Technological complex, can also be installed in a well from which the selection of hydrocarbons, for one reason or another, is no longer carried out. A tubular-type flow reactor installed in such a well is used in the claimed group of inventions for additional partial refinement of hydrocarbons taken from neighboring producing wells.

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.As a result of the partial refinement of the hydrocarbons selected from the reservoir, they contain less sulfur, metals, heavy residues, and also have a lower viscosity and density (a higher degree of API / API) compared to in-situ hydrocarbons in their natural state, and therefore have and higher market / consumer value.

Насыщение призабойной зоны скважины каталитическим нанопроппантом, - околоскважинный «каталитический пояс/фильтр».Saturation of the bottom-hole zone of the well with a catalytic nanopropant is a near-well “catalytic belt / filter”.

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.The catalytic nanopropant has sizes from 5 to 400-500 nm. During cyclic impact, working agents of the impact move through the bottomhole zone of the well in the direction from the well into the depth of the reservoir, and high-tech oil when it is taken from the depth of the reservoir in the direction of the well.

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.In the claimed group of inventions, the bottom-hole zone of the well is most saturated with a catalytic nanopropant, which forms a kind of “catalytic belt / filter” around the well (Fig. 17.), through which high-tech oil moves and is partially refined during the oil selection process — the process of catalytic cracking of hydrocarbons in pseudo-supercritical fluid in-situ medium. During the passage of high-tech oil through the near-well “catalytic belt / filter”, a film of complex composition, including sulfur, which is toxic to the catalyst, is formed on the surface of the nanoparticle nanoparticles, which reduces the degree of catalytic activity of the catalytic nanopropant.

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.).In the claimed group of inventions, a technological technique is used for in-situ regeneration of a catalytic nanopropant through the use of either predominantly pure SC water (PAB No. IA) or SK water saturated with supercritical carbon dioxide (PAB No. II.A. and PAB No. I. G. .).

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.Thus, in the claimed group of inventions in the near-wellbore region, a volumetric “catalytic belt / filter” is formed from the catalytic nanopropant, due to saturation of the near-wellbore volume of the reservoir with nanocatalytic proppant, and the catalytic nanopropant itself is periodically regenerated by using mainly RAB No. IA, RAV No. II.A. and RAV No. I.G.

Такой прием повышает эффективность «работы внутрипластового НПЗ», в целом, и снижает операционные затраты при использовании заявленной группы изобретений.This technique improves the efficiency of "in-situ refineries", in General, and reduces operating costs when using the claimed group of inventions.

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.High-tech oil (BH) in the process of passing through the in-situ "catalytic belt / filter" is subjected to partial refinement. (Process: in-situ catalytic cracking of hydrocarbons in a pseudo-supercritical in-situ fluid medium) and flowing from the in-situ “catalytic belt / filter” into the borehole has a higher quality than the BH before passing through the “catalytic filter / belt”. The “catalytic belt / filter” is periodically regenerated through the use of PAB No. I.A., PAB No. II.A. and RAV No. I.G. In general, the bottomhole region of the well, due to the fact that various RABs are injected multiple times into the reservoir, eventually becomes practically “free” of in-situ hydrocarbons, and the degree of conversion of kerogen in it to synthetic hydrocarbons approaches 100%. In such a situation, being highly permeable and saturated with a catalytic nanopropant, it really transforms into a volumetric “catalytic filter” for effective in-situ partial refinement of hydrocarbons, including heavy hydrocarbons, for example, asphaltenes.

Внутрипластовые, молекулярно модифицированные и синтетические углеводороды.Intra-layer, molecularly modified and synthetic hydrocarbons.

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.In the claimed group of inventions, in situ hydrocarbons are hydrocarbons that have not yet been subjected to thermal and / or thermochemical effects. Mostly these include low permeability oil, tar oil, kerogen and hydrocarbon gases.

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.By molecularly modified hydrocarbons are meant hydrocarbons that have been subjected to thermal and / or thermochemical effects, as a result of which their molecular structure has been changed. Mainly recoverable molecularly modified hydrocarbons include refined oil of low permeability rocks and refined bituminous oil, but in some cases also include synthetic hydrocarbons.

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 (C₁-С₄). 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.By synthetic hydrocarbons are meant hydrocarbons that, as a result of thermal and / or thermochemical effects, were generated from in-situ hydrocarbons, mainly from bituminous oil and kerogen, and also partially from low-permeability oil. Mainly recoverable synthetic hydrocarbons include synthetic crude oil and synthetic hydrocarbon gases (C ₁ -C ₄ ). It will also be understood by those skilled in the art that both molecularly modified and partially refined hydrocarbons as well as synthetic hydrocarbons are recovered from the reservoir on the well surface. In some cases, to simplify the presentation, the term “molecularly modified and partially enriched hydrocarbons” also includes synthetic hydrocarbons, since synthetic hydrocarbons are, in fact, products of the process of in-situ molecular modification / conversion of kerogen, bituminous oil and, in part, low-permeability oil. In the claimed group of inventions, the term "high-tech oil" is also used, which, in essence, is a mixture consisting of molecularly modified and partially enriched oil of low-permeability rocks, molecularly modified and partially enriched bituminous oil and synthetic oil generated mainly from kerogen and bituminous oil. After its selection from the reservoir, high-tech oil is further refined in the downhole flow reactor when it is delivered from the bottom of the well to its day surface.

Адсорбированные углеводороды.Adsorbed hydrocarbons.

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 (C₁-С₄) 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.In the claimed group of inventions, adsorbed hydrocarbons are understood to mean in-situ hydrocarbons in gaseous and liquid forms adsorbed in kerogen and on the inner surface of the rounded and slit pores of the reservoir, which can form a multimolecular layer on it, which reduces the effective “passage” thickness / cross section of nanoscale fluid-conducting channels and , in general, the presence of a multi-molecular layer of adsorbed hydrocarbons on the inner surface of open rounded and slotted pores orazmernyh fluid-conducting channels reduces the permeability of the producing formation. Adsorbed hydrocarbons can be completely or partially desorbed, for example, as a result of thermal and / or thermochemical effects on the reservoir. So, for example, in productive formations of oil shale slopes, which include the Bazhenov Formation, from 12 to 25% of low-permeability oil can be in an adsorbed state. Kerogen in its porous structure can retain from 50-80 mg of low-permeability oil / gram of rock. Micropores with a diameter of 5 nm can adsorb up to 60% of oil of low permeability rocks. If we assume that only micropores with a diameter of less than 2 nm are present in the reservoir, then all the oil of low-permeability rocks in such a reservoir is in an adsorbed - completely non-recoverable state (CIN = 0). Slit pores adsorb approximately two times less oil of low permeability rocks than round pores. Without thermal and / or thermochemical effects, desorbing adsorbed oil of low-permeability rocks, as well as hydrocarbon gases (C ₁ -C ₄ ) from productive formations will not work, since, for example, kerogen located in micro / mesopores with a decrease in the in-situ pressure in the process of selecting hydrocarbons from a low-permeable reservoir first slightly releases adsorbed hydrocarbons, and then captures them again. As a result, kerogen without thermal and / or thermochemical effects does not give off oil of low permeability rocks adsorbed to it, nor hydrocarbon gases adsorbed by it. The desorption of oil of low permeability rocks and hydrocarbon gases is one of the tasks that the claimed group of inventions solves and, thus, the desorbed oil of low permeability rocks is additionally involved in active development and becomes an object of production, while the desorbed hydrocarbons additionally energize the reservoir and, taking part in in-situ autofluid fractures, increase the permeability of the reservoir. The permeability of the reservoir also increases due to the fact that the desorption of oil molecules of low-permeability rocks and hydrocarbon gases from the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels can increase the effective “passage” thickness / cross-section of these nanoscale fluid-conducting channels.

Наноразмерные катализаторы, нанопроппант и каталитический нанопроппант.Nanoscale catalysts, nanopropant and catalytic nanopropant.

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.In the claimed group of inventions, nanodispersed catalysts can also be used as catalysts, mainly in the form of nanosized metal particles and metal oxides. Their role is to penetrate into the natural and induced macrocracks of the reservoir and increase the efficiency of in-situ processes of molecular modification and conversion of hydrocarbons - refinement of hydrocarbons, as well as to wedge / fix macrocracks, playing the role of a catalytic nanopropant, mainly in near-wellbore volume of the reservoir (“catalytic belt / filter”). Nanodispersed catalysts are used in the form of nanosized metal particles, for example, Fe, Mn, V, Ni, Cr and Co, metal oxides, metal salts, for example, molybdenum disulfide (MoS ₂ ), which is also used in combination, for example, with oxide aluminum (Al ₂ O ₃ ) or cadmium sulfide (CdS), or salts of other metals, for example, Fe (NO ₃ ) ₃ , KMnO ₄ , K ₂ MnO ₄ , Na ₂ CrO ₄ , K ₂ CrO ₄ , Na ₂ Cr ₂ O ₇ , K ₂ Cr ₂ O ₇ , KVO ₃ , Co (NO ₃ ) ₃ , NaVO ₃ , Mn (NO ₃ ) ₂ ⋅ 6H ₂ O, Mn (SO ₄ ) ⋅ 6H ₂ O and NH ₄ VO ₃ , which additionally also used to increase catalytic activity and the rate of hydrogen generation for hydrocracking ha. For penetration into the micro and meso-sized fluid-conducting channels of the reservoir, mainly molecular and / or ionic catalysts with molecular / ion sizes less than 1 nm are used. Such catalysts, mainly in molecular form, for example, iron acetylacetonate (gross formula (Hill system): C ₁₅ H ₂₁ FeO ₆ ) having a diameter of less than 1 nm and play a major role in the processes of in-situ catalytic retorting of kerogen, bituminous oil and partially oil of low permeability rocks. An example of an ionic catalyst can be a copper ion with a diameter of 77 pm / pm (picometer). Nanoscale proppant means microsize (> 100 nm) and nanoscale (<100 nm) particles, mainly aluminum oxide (Al ₂ O ₃ ) and / or zinc oxide (ZnO), and / or iron oxides (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ (magnetite)). Also, zirconium oxides (ZrO ₂ ), tungsten (WO ₃ ), or other metal oxides can be used as nanoscale proppant. Nanoscale proppant is used to fix nanoscale fluid-conducting channels, which reduces the intensity and speed of the process of compaction of a productive formation during its deenergization - in the process of selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it. Nanoscale particles of metals such as silver, ruthenium, copper, cobalt, iron, manganese, cadmium, nickel, vanadium, and / or combinations thereof, which are also catalysts for processes of in-situ catalytic retorting of kerogen, bituminous oil and partially oil of low permeability rocks. Nanoproppant fixes mainly meso and macro-fluid channels, that is, those fluid channels that play the most significant role in the process of selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir. Nanosized kerogen conversion catalysts used in the claimed group of inventions are mainly transition metal chlorides, for example, iron chlorides (FeCl ₂ , FeCl ₃ ), copper chlorides (CuCl, CuCl ₂ ), nickel chloride (NiCl ₂ ), etc. catalysts is very wide and, depending on the characteristics of the formation and the hydrocarbons contained in it, they can be individually selected for each individual field. Moreover, natural catalysts, nanosized particles of metals and / or their oxides, including pyrite, are present in significant concentrations in productive formations of the Bazhenov formation, being natural catalysts, reduce the energy intensity of in-situ catalytic retorting processes and accelerate them over time.

Внутрипластовая генерация углеводородных растворителей и водорода для частичного внутрипластового облагораживания углеводородов.In-situ generation of hydrocarbon solvents and hydrogen for partial in-situ refinement of hydrocarbons.

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.).In the claimed group of inventions in the process of thermochemical treatment of the reservoir using the working agents of exposure: RAV No. I, RAV No. IA, RAV No. IB, RAV No. IB, RAV No. G., RAV No. II, RAV No. II.A . and RAB No. IV. in it hydrocarbon solvents from the number of alkanes are generated from in-situ hydrocarbons, namely: C ₁ -C ₆ (methane-hexane), which dissolve oil of low permeability rocks and heavy hydrocarbons (bituminous oil), increasing their drainage ability, degree of mobility and, accordingly, recoverability from the reservoir. At the same time, the effectiveness of hydrocarbon solvents as solvents for low-permeability rock and tar oils increases with increasing carbon number from C ₁ to C ₆ (from methane to hexane) (Source [5]: Heavy Oil Recovery in Russia: Following the Canadian Lead. SAGD & ES-SAGD TECHNOLOGIES. TN 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)):In the claimed group of inventions from alkanes, mainly ethane, propane and butane, as a result of their in-situ hydro-pyrolysis at temperatures from 400 to 650 ° C in the presence of ultra-supercritical or supercritical water and, for example, catalytic nanopropant in the form of alumina (Al ₂ O ₃ ) generated within the productive formation ethylene (C ₂ H ₄₎ and significant for the hydrogenation in situ, - partially refining crude oil with low permeability rocks and bituminous oil, hydrogen (H _2), - a dehydrogenation reaction (for example, ethane (C ₂ _6)):

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):In the claimed group of inventions, methane in the presence of water in an ultra-supercritical or supercritical state and, for example, a nickel catalyst, is converted into syngas (a methane conversion reaction) within the reservoir, which contains significant for in-situ hydrogenation - partial refinement of low-permeability oil and bituminous oil hydrogen (H ₂ ):

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:In turn, in the claimed group of inventions, carbon monoxide, when interacting with water in an ultra-supercritical or supercritical state, is transformed into significant for in-situ hydrogenation, partial refinement of low-permeability rock oil and bituminous oil hydrogen (H ₂ ) and, thinning low-permeability rock oil and tar oil, carbon dioxide (CO ₂ ), water gas reaction:

Микро, мезо и макротрещиноватость. Микро, мезо и макропоры/флюидопроводящие каналы.Micro, meso and macrocracking. Micro, meso and macropores / fluid channels.

В заявленной группе изобретений используется следующая классификация трещиноватости:In the claimed group of inventions, the following classification of fracturing is used:

- естественная трещиноватость;- natural fracturing;

- интенсифицированная естественная трещиноватость;- intensified natural fracturing;

- искусственно индуцированная новая трещиноватость.- artificially induced new fracturing.

Каждая из перечисленных выше трещиноватостей имеет три уровня:Each of the above fractures has three levels:

- микротрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - до 5 нанометров;- microcracks / pores / fluid-conducting channels, - up to 5 nanometers;

- мезотрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - от 5 до 50 нанометров;- mesocracks / pores / fluid-conducting channels, - from 5 to 50 nanometers;

- макротрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - более 50 нанометров.- macrocracking / pores / fluid-conducting channels, - more than 50 nanometers.

Внутрипластовые поры типа «чернильница».Intra-layer pores of the "inkwell" type.

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.In the claimed group of inventions, in-situ pores of the “inkwell” type are understood to mean such in-situ pores that, due to their spatial configuration, are capable of retaining liquid hydrocarbons and not giving them away during the selection of hydrocarbons from the reservoir. One of the distinguishing features of the claimed group of inventions is that to increase the degree of hydrocarbon recovery from in-situ pores of the “inkwell” type, the working agent (RAB) No. II.A and liquid hydrocarbons contained in the in-situ pores of the “inkwell” type are used, undergoing in-situ gasification are transformed into synthetic gas, consisting mainly of hydrogen, methane, carbon dioxide and carbon monoxide. Thus, maximizing the extraction of hydrocarbons from the reservoir (increasing oil recovery factor) and in this particular case from pores of the "inkwell" type is achieved by transforming liquid hydrocarbons into a gaseous form, which has greater mobility and penetration compared to the liquid form.

Проницаемость: межгранулярная проницаемость, поровая проницаемость и трещиноватая проницаемость.Permeability: intergranular permeability, pore permeability and fractured permeability.

В заявленной группе изобретений различают:In the claimed group of inventions distinguish:

- естественную проницаемость продуктивного пласта;- the natural permeability of the reservoir;

- измененную повышенную проницаемость продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты;- altered increased permeability of the reservoir in the "core" of the in-situ retort;

измененную уменьшенную проницаемость продуктивного пласта низкопроницаемой «оболочки» внутрипластовой реторты, - «ядра» внутрипластовой реторты.altered reduced permeability of the productive layer of a low-permeable “shell” of the in-situ retort, the “core” of the in-situ retort.

Измененная повышенная проницаемость и измененная уменьшенная проницаемость являются результатами теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт.Altered increased permeability and altered reduced permeability are the results of thermal and / or thermochemical effects on the reservoir.

Также различают:Also distinguish:

- межгранулярную проницаемость, образуемую порами/пустотами между частицами минералов, составляющих вмещающую горную породу;- intergranular permeability, formed by pores / voids between the particles of minerals that make up the host rock;

- органическую проницаемость, образуемую округлыми порами внутри органического вещества - керогена;- organic permeability, formed by rounded pores inside the organic substance - kerogen;

- трещиноватую проницаемость, образуемую щелевыми порами, трещинами и флюидопроводящими каналами на всех трех наноуровнях.- fractured permeability formed by slotted pores, cracks and fluid-conducting channels at all three nanoscale levels.

Объемная и объединенная флюидопроводящая система.Volumetric and integrated fluid-conducting system.

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.The claimed group of inventions distinguishes between isolated pores (round or slotted) and combined (connected) pores / fluid-conducting channels. The formation of a volumetric and integrated fluid-conducting system is one of the main tasks solved by the claimed group of inventions by organizing a complex and, mainly, thermal and / or thermochemical effect on the reservoir.

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.Conceptually, the essence of the formation of a volumetric and combined fluid-conducting system is to reduce the volume of isolated pore space in the reservoir and increase the volume of the combined pore space in it - interconnected into a volumetric and combined fluid-conducting system of pores and fluid-conducting channels at the micro, meso and macro levels.

Увеличение проницаемости продуктивного пласта.The increase in the permeability of the reservoir.

В заявленной группе изобретений суть процесса увеличения проницаемости продуктивного пласта заключается в:In the claimed group of inventions, the essence of the process of increasing the permeability of the reservoir is:

- росте межгранулярной проницаемости в результате неравномерного нагрева зерен горной породы и возникающих при этом термических напряжений;- an increase in intergranular permeability as a result of uneven heating of rock grains and the resulting thermal stresses;

- 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;- an increase in intergranular permeability due to the dissolution of carbonates and aluminosilicates by organic acids, which are generated during the process of hydrogenesis of kerogen in supercritical water and / or in a pseudo-supercritical fluid in the presence of carbon dioxide (carbonic acid), as well as a result of acid thermochemical exposure;

- росте межгранулярной проницаемости за счет растворения солей ультра-сверхкритической и/или сверх-критической водой;- an increase in intergranular permeability due to the dissolution of salts by ultra-supercritical and / or super-critical water;

- 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;- the growth of organic and fractured permeability, mainly at micro and meso levels due to the pyrolysis / hydro-pyrolysis of kerogen and the implementation of autofluid fracturing of the reservoir as a result of thermal expansion of in-situ hydrocarbons and the generation of synthetic hydrocarbons and other gases, including from bituminous and low-permeability oils breeds;

- 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;- the growth of fractured permeability, mainly at the macro level due to the implementation of in-situ thermal explosions - an explosive exothermic oxidation reaction of in-situ hydrocarbons in supercritical water or in a pseudo-supercritical fluid in the presence of an oxidizing agent;

- росте трещиноватой проницаемости за счет кратковременной газификации (до 800°C) внутрипластовых углеводородов.- the growth of fractured permeability due to short-term gasification (up to 800 ° C) of in-situ hydrocarbons.

- 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.- an increase in the permeability of nanoscale fluid-conducting channels, mainly in the near-borehole volume of the reservoir due to the carbonization of hydrocarbons, as a result of which a nanopore carbon coating is formed on the inner surface of the nanoscale fluid-conducting channels, allowing fluids to travel through such nanoscale fluid-conducting channels having a nanopore carbon coating, without resistance to friction and approximately 10-30 times faster than according to the “conventional” nanor dimensional fluid-conducting channels without such a nanopore carbon coating.

Органические кислоты и проницаемость.Organic acids and permeability.

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.In the claimed group of inventions in the conversion process (pyrolysis / hydropyrolysis) of kerogen organic acids are formed from it (up to 2% of the total mass of kerogen; wt.%), Which dissolve carbonates and aluminosilicates. Additionally, CO and CO ₂ are present in some RABs, which are partially converted into carbonic acid in the reservoir, which also dissolves carbonates and aluminosilicates, which ensures an increase in the intergranular permeability of the reservoir.

Окислитель.Oxidizer.

В заявленной группе изобретений в качестве окислителя,In the claimed group of inventions as an oxidizing agent,

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.mainly hydrogen peroxide (H ₂ O ₂ ) is used, but ozone (O ₃ ), oxygen (O ₂ ) and / or air or oxygen enriched air (oxygen content up to 50%) as well as nitric acid ( HNO ₃ ) and various nitrates.

Сверхкритическая вода (СК-вода), ультра-сверхкритическая вода (УСК-вода), мультикомпонентный псевдо-сверхкритический флюид (МПСК-флюид) и мультикомпонентный псевдо-ультра-сверхкритический флюид (МПУСК-флюид).Supercritical water (SC-water), ultra-supercritical water (USK-water), multicomponent pseudo-supercritical fluid (MPSC-fluid) and multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid (MPUSC-fluid).

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.In the claimed group of inventions, the critical state of a substance should be understood as such a state in which the difference (and the boundary) between its liquid and vapor / gaseous phases disappears. This state occurs at a critical temperature and critical pressure, which corresponds to the so-called critical density (p) of a substance.

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.The concept of critical parameters is used for pure substances, for example, for water, individual gases and individual hydrocarbons. For their mixtures, the concepts of critical parameters, critical and supercritical state are replaced by the concepts of pseudo-critical parameters, pseudo-critical and pseudo-supercritical state or pseudo-ultra-supercritical state. In the claimed group of inventions, both pure substances, for example, water, and complex mixtures of various substances in the ultra-supercritical, supercritical, pseudo-ultra-supercritical and pseudo-supercritical state are used as a working agent. In thermodynamics there are no such concepts as “ultra-supercritical” or “advanced supercritical” parameters. This is a professional slang used by technical experts in order to designate technological regimes with parameters higher than those that are called “supercritical”. A typical range of supercritical parameters is a pressure of 24.5 to 28.5 MPa at a temperature of 374 ° C to 580 ° C. The American Electric Power Research Institute (ERPI) calls ultra-supercritical steam cycles where the steam warms up to temperatures above 593 ° C. In the claimed group of inventions, water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C is called ultra-supercritical water or ultra-supercritical water, and a fluid mixture having a pressure above 28.5 MPa and a temperature of 593 ° C is called multicomponent fluid in a pseudo-ultra-supercritical state or a multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid.

Подготовка продуктивного пласта.Preparation of the reservoir.

Подготовка продуктивного пласта предшествует термохимическому воздействию на продуктивный пласт.Preparation of the reservoir precedes the thermochemical effect on the reservoir.

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.The main goal of preparing the reservoir is to maximize the permeability of the reservoir at the micro, meso and macro levels to increase the efficiency of thermochemical exposure, which implies: increasing the ability of the reservoir to take working exposure agents (RAV) No. II. and RAB No. II.A; the increase in the contact area of the reservoir with injected working agents (RAV) No. II injected into the reservoir. and RAB No. II.A; an increase in the volume of free in-situ pore / fluid-conducting space due to an increase in intergranular, organic, and fractured porosity.

Экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде.Exothermic oxidation of organic compounds in supercritical water.

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.In the claimed group of inventions, an exothermic oxidation reaction of organic compounds in supercritical water and / or in ultra-supercritical water and / or in a pseudo-supercritical fluid (for example, a mixture of H ₂ O and CO ₂ ), and / or in a pseudo-ultra-supercritical fluid in the presence of an oxidizing agent is primarily used in the reservoir to carry out in-situ thermal explosions with the aim of intensifying natural macrocracking and inducing new macrocracking, and is also used at the bottom of the well for generating a high-temperature pseudo-ultra-supercritical fluid (PAB No. II.A), having a temperature of up to 800 ° C, for partial in-situ gasification of hydrocarbons. Secondly, the heat generated as a result of this reaction, both in the reservoir and at the bottom of the well, is used to heat the host rock and the in-situ hydrocarbons contained in it (concomitant, but not the main effect). The use of the exothermic oxidation reaction of organic compounds in the reservoir in the claimed group of inventions differs significantly from the use of the exothermic oxidation reaction of organic compounds in the reservoir in the invention known from RF patent No. 2403383, in which the exothermic oxidation reaction of organic compounds in the reservoir is used primarily , for heating the reservoir through the oxidation (in situ combustion) of a significant amount contained in hydrocarbons, mainly in the form of kerogen. In the claimed group of inventions, in contrast to the known method using low-speed spontaneous exothermic oxidation reactions of organic compounds in an unprepared reservoir, high-speed exothermic oxidation reactions of organic compounds are realized in a pre-prepared reservoir, namely, in supercritical water or in a pseudo-supercritical fluid in the presence of an oxidizing agent that saturates the pore space and / or fluid-conducting channels of the productive formation, and in which an aqueous supercritical or aqueous pseudo-supercritical reaction medium is created. The use of the exothermic reaction of oxidation of organic compounds at the bottom of the well also differs significantly from the method of using the exothermic reaction of oxidation of organic compounds at the bottom of the well in the group of inventions known from RF patent No. 2576267, in which the exothermic reaction of oxidation of organic compounds at the bottom of the well is used for the minimum required additional heating of the worker agent to a temperature not exceeding 480 ° C, which is used to heat the reservoir. In the claimed group of inventions, the exothermic oxidation reaction of organic compounds at the bottom of the well is used, first of all, to generate a high-temperature pseudo-ultra-supercritical fluid (PAB No. II.A), which has a temperature of up to 800 ° C, to carry out partial in-situ gasification of hydrocarbons and only secondly, the heat generated as a result of this reaction at the bottom of the well is used to increase the temperature of the reservoir.

Отбор молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.Selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons.

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.In the claimed group of inventions, after completion of the cyclic thermal and / or thermochemical effects on the reservoir, the selection of molecularly modified and partially refined hydrocarbons, namely, refined oil of low permeability rocks, refined tar oil and synthetic hydrocarbons generated from kerogen and tar oil, is carried out through the zones reservoir with altered permeability in the well flowing mode.

Отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины возможен благодаря:The selection of hydrocarbons in the flowing mode of the well is possible due to:

- реэнергизации продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты, окруженной низкопроницаемой «оболочкой» и низкопроницаемой горной породой;- reenergizing the reservoir in the “core” of the in-situ retort surrounded by a low permeable “shell” and low permeable rock;

- наличию в продуктивном пласте (в «ядре») искусственно сформированной объемной и объединенной флюидопроводящей системы, - росту проницаемости продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты;- the presence in the reservoir (in the "core") of an artificially formed volumetric and integrated fluid-conducting system; - an increase in the permeability of the reservoir in the "core" of the in-situ retort;

- 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;- prevention of compaction of the reservoir by maintaining in-reservoir pressure (in the "core") the in-situ pressure of at least 2-3 MPa higher than hydrostatic and a maximum of 45-50 MPa;

- 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);- a decrease in the degree of molecular blockage of fluid-conducting channels due to the fragmentation of large hydrocarbon molecules into smaller ones (thermal cracking, cracking in SC water and hydrocracking in the presence of hydrogen or catalysts, hydrogen donors);

- десорбции молекул углеводородов с внутренней поверхности флюидопроводящих каналов, в результате чего увеличивается их толщина/сечение и пропускная способность;- desorption of hydrocarbon molecules from the inner surface of the fluid-conducting channels, as a result of which their thickness / cross section and throughput increase;

- 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;- an irreversible decrease in the viscosity and density of bituminous oil, low-permeability rock oil and in-situ generation of high-quality synthetic oil from kerogen and bituminous oil, which have higher mobility compared to in-situ hydrocarbons in their natural state in a reservoir that has not been subjected to thermal and / or thermochemical exposure;

- генерации синтетической нефти из керогена, объем которой, примерно, на 30% превышает объем керогена, из которого она была сгенерирована;- generation of synthetic oil from kerogen, the volume of which is approximately 30% higher than the volume of kerogen from which it was generated;

- внутрипластовой газификации углеводородов (с тонной отобранной нефти отбирается, примерно, 380 м³ углеводородных газов + значительное большее количество иных газов, преимущественно CO₂);- in-situ gasification of hydrocarbons (approximately 380 m ^{3 of} hydrocarbon gases + a significant larger amount of other gases, mainly CO ₂ , are taken from a ton of selected oil);

- внутрипластовой генерации значительного количества CO₂;- in-situ generation of a significant amount of CO ₂ ;

- 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;- a decrease in density and an increase in the volume of hydrocarbon-containing fluid taken from the reservoir with a slight decrease in its temperature and a significant decrease in in-situ / inter-pore pressure. So, for example, at T = 450 ° C and P = 45 MPa, water has a density of 343 kg / m ³ ; at T = 420 ° C and P = 32 MPa, its density decreases to 246 kg / m ³ , and the volume increases by 1.39 times. Roughly the same thing happens with carbon dioxide, and with other fluids. So, for example, the density of CO ₂ at T = 450 ° C and P = 45 MPa is 304 kg / m ³ ; at T = 420 ° C and P = 32 MPa, the density decreases to 236 kg / m ³ and the volume increases by 1.28 times. Thus, in the claimed group of inventions in the process of selecting a hydrocarbon-containing fluid from the reservoir for the indicated reasons (a significant decrease in the pressure of the hydrocarbon-containing fluid with a slight decrease in its temperature), an in-situ displacing pressure mode is formed that additionally energizes the productive reservoir precisely during the selection of high-tech oil and thereby further supporting the functioning of the well flowing mode;

- 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- selection of a hydrocarbon-containing fluid through the heated zones of the reservoir with improved increased permeability, including due to the carbonization of hydrocarbons, as a result of which a nanopore carbon coating is formed on the inner surface of the nanoscale fluid-conducting channels; and

- 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.- additional heating in the tubing of high-tech oil selected from the reservoir (increasing its mobility by reducing viscosity) during its additional partial refinement during delivery from the bottom of the well to its day surface.

Реэнергизация продуктивного пласта.Rehabilitation of the reservoir.

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.Energization of the reservoir in the claimed group of inventions means the maximum possible increase in the in situ pressure - the internal energy of the reservoir, mainly in the "core" of the high-temperature in-situ retort. A high degree of re-energization of the reservoir is achieved due to the fact that the reservoir of the Bazhenov formation has very low natural permeability, and the “core” of the in-situ retort itself is surrounded by a voluminous low-permeability “shell”, the permeability of which is even lower than the natural low permeability of the reservoir. Thus, the process of re-energizing a productive formation through cyclic thermal and / or thermochemical effects can be figuratively compared, for example, with the process of inflating a camera of a soccer ball. It is the low-permeability “shell” of the in-situ retort (its “core”), enclosed in bulk in a reservoir with low natural permeability, that does not allow RAB injected into the reservoir to quickly disperse to more distant regions of the reservoir or beyond, which, ultimately, allows for a relatively long time to keep concentrated high pressure in a limited in-situ volume — in the “core” of the in-situ retort, and thus achieve a high degree reenergizing the “core” of an in-situ retort as a part of a productive formation in which complex processes of in-situ catalytic retorting are realized.

Молекулярная блокировка и уменьшение степени интенсивности молекулярной блокировки.Molecular blocking and reducing the degree of intensity of molecular blocking.

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.By molecular blocking in the claimed group of inventions is meant the process of blocking nanoscale pores and fluid-conducting channels of the reservoir by large molecules of hydrocarbons. So, for example, large molecules of asphaltenes, having a radius of 10 to 15 nanometers, are quite capable of completely blocking the micro and mesofluid-conducting channels and, to a large extent, clog the macro-fluid-conducting channels of the reservoir. That is why the crushing of large molecules of in-situ hydrocarbons into smaller ones during thermal and / or thermochemical treatment involving supercritical water and / or pseudo-supercritical fluid based on supercritical water is one of the main tasks. Moreover, in the porous structure of kerogen, on the inner surface of closed rounded and slit pores and fluid-conducting channels of the volumetric and combined fluid-conducting systems, there are adsorbed molecules of liquid and gaseous hydrocarbons, often forming a hydrocarbon nanofilm several nanometers thick / several molecules. The desorption of such adsorbed hydrocarbons increases the flow area of the fluid channels of the bulk and integrated fluid system.

Снижение степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов обеспечивается в процессе теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт за счет:A decrease in the degree of molecular blockage of fluid-conducting channels is ensured during thermal and / or thermochemical exposure of the reservoir through:

- уменьшения количества микро и мезофлюидопроводящих каналов и увеличения числа макрофлюидопроводящих каналов с их закреплением нанопроппантом;- reducing the number of micro and mesofluid-conducting channels and increasing the number of macro-fluid-conducting channels with their fixation with a nanopropant;

- 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;- crushing of large molecules of in-situ hydrocarbons in a supercritical aqueous medium (supercritical water as a hydrogen donor) or in a water-containing pseudo-supercritical fluid, including in the presence of hydrogen and nanoscale catalysts that are hydrogen donors;

- 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.- thermochemical desorption of a hydrocarbon nanofilm, consisting of several layers of liquid and gaseous hydrocarbon molecules from the inner surface of the closed rounded and slotted pores and the inner surface of the fluid-conducting channels of the volumetric and combined fluid-conducting system of the reservoir.

Внутрипластовая высокотемпературная гидротермальная каталитическая карбонизация углеводородов.Intra-layer high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of hydrocarbons.

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.In the claimed group of inventions, to increase the speed of fluid movement through nanoscale fluid-conducting channels and to increase the permeability of the reservoir, in general, during in-situ thermal explosions and high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons (T processes from 750 ° C to 800 ° C and above) a process of thermal degradation of hydrocarbons or otherwise a process of high-temperature hydrothermal catalytic carbonization and in-situ hydrocarbons, including kerogen, as a result of which nanoporous carbon is formed from them (in-situ hydrocarbons, including kerogen), which covers in the form of a carbon nanofilm the inner surface of the nanoscale fluid-conducting channels of the reservoir, mainly in the near-wellbore volume of the reservoir at a distance ( radius) from 8 to 10 meters from the well.

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.).From the current level of technological development it is known that various fluids (for example: water (H ₂ O), decane (C ₁₀ H ₂₂ ), ethanol (C ₂ H ₅ OH) and octamethylcyclotetrasiloxane (C ₈ H ₂₄ O ₄ Si ₄ ) (OMCTS )) move along carbon nanotubes (Carbon Nanotubes, - CNT) at a speed of 1-3 orders of magnitude higher than along nanoscale fluid-conducting channels without a nanoporous carbon coating [6] (Source [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.What is new is that in the claimed group of inventions, a nanoporous carbon coating in the form of a nanoporous carbon film is formed deliberately and purposefully on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels due to the high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of hydrocarbons, which is carried out during the implementation of intra-fluid / fluid-conducting channels of in-situ or thermal explosions due to the implementation of high-temperature thermochemical effects on the product an explicit formation based on the partial in situ gasification of hydrocarbons, the temperature, the above process is from 750 ° C to 800 ° C and above. The highest density of such an artificially induced nanoporous carbon coating on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels is present in the near-wellbore volume of the reservoir and such a nanoporous carbon coating allows various fluids to travel along nanoscale fluid-conducting channels with such a nanoporous carbon coating with minimal friction and high speed, which, in general, leads to an increase in oil recovery factor and an increase in the selection of high-tech oil from productive layer. Thus, due to the process of high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of hydrocarbons, including asphaltenes and coke, in the near-wellbore volume of the reservoir, a subsystem of high-speed fluid-conducting “main channels” is formed, through which fluids move both from the well into the reservoir and from the reservoir into the well with increased speed and minimal friction resistance. The presence of a catalytic nanopropant in the near-wellbore volume of the reservoir, for example, in the form of iron oxide nanoparticles (“catalytic belt / filter”) increases the efficiency of the carbonization of in-situ hydrocarbons, the formation of a nanoporous carbon coating on the inner surface of fluid-conducting channels. In general, the nanotechnological phenomenon described above, which allows fluids to move in the near-wellbore volume of the reservoir along nanoscale fluid-conducting channels with a nanoporous carbon coating with increased speed and minimum resistance, is comparable to increasing the effective radius of the well without creating a depression on the reservoir, which eliminates the negative scenarios of the process of compaction of the reservoir.

Диоксид углерода (CO₂).Carbon dioxide (CO ₂ ).

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.In the claimed group of inventions, the forced injection of CO ₂ from the day surface of the well using high-pressure compressor systems into the reservoir is not carried out, but the method uses carbon dioxide in a supercritical state (SK-CO ₂ ). For its generation in the claimed group of inventions, three subtechnologies can be applied.

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.According to the first subtechnology (SK-CO ₂ No. 1 borehole generation method), SK-CO ₂ is one of the products for downhole operations - in its sub-packaged space the exothermic reaction of oxidation of organic compounds in supercritical water in the presence of an oxidizing agent and SK-CO ₂ is one of components of PAB No. II.A.

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.).According to the second subtechnology (Ground-based generation of SK-CO ₂ No. 2): a) the generation of SK-CO ₂ and other gases in the ground reactor for the reforming of organic compounds and SK-CO ₂ is one of the components of RAV No. II. and b) the generation of SC-CO ₂ due to the oxidation of methanol or oil, or a mixture of oil and methanol in supercritical water in a surface oxidation reactor for organic and inorganic compounds (PAB No. I.G.).

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.According to the third subtechnology (In-situ generation method of SK-CO ₂ No. 3), SK-CO _{2 is} generated in the process of in-situ pyrolysis and predominantly kerogen hydro-pyrolysis using PAB No. I, IA, I. B, II, II.A, IB and 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 м³/м³ при средней величине пустотной пористости продуктивных пластов баженовской свиты равной 0,06 м³/м³ 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.For example, back in 1992, M. Lewan [2] (Source [2]: Water as a source of hydrogen and oxygen in petroleum formation by hydrous pyrolysis. Lewan, MD Am. Chem. Soc. Div. Fuel Chem. 37, 1643-1649. 1992.), exploring the phenomenon of the importance of water as the reasons for the higher efficiency of kerogen hydropyrolysis compared to “dry” pyrolysis, he noted that as a result of subcritical (350 ° C) type II kerogen pyrolysis from the Woodford Formation (USA) significant amount of CO ₂ . Thus, as a result of hydropyrolysis of 400 g of core pieces containing about 25 g of kerogen (6.25 wt.%), 0.24 mol of CO ₂ (10.5624 g) was generated. Of course, how much CO ₂ can be generated in the Bazhenov reservoir is dependent on many factors and in each specific case, but, in the most general form, it is possible to assume that, for example, at 10 percent kerogen content (S ₂ = 10 wt. .%), which is not uncommon for productive formations of the Bazhenov formation, as a result of its in-situ hydro-pyrolysis, up to 80-90 kg of CO ₂ per 1 m ^{3 of the} productive stratum can be generated, some of which after delivery to the day surface of the well can be used at lekislotnyh multistage fracturing or injection into reservoirs deposits traditional / conventional oil. The relevance of this process is recognized by modern researchers [3] (Source [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.). The in-situ generation of such an amount of SK-CO ₂ is, among other things, also a powerful tool for the process of re-energizing the reservoir, without which efficient and cost-effective hydrocarbon production from the Bazhenov formation is impossible. So, for example, under thermobaric conditions of an in-situ retort formed by the main thermochemical effect of the claimed method (T up to 450 ° C; P up to 45 MPa and ρ (SK-CO ₂ ) = 304.75 kg / m ³ ), for example, 80 kg CO ₂ occupy a volume equal to 0.265 m ³ / m ³ in the reservoir with an average void porosity of the productive strata of the Bazhenov formation equal to 0.06 m ³ / m ³ or 4.4 times larger than the average volume of the void porosity of the productive strata of the Bazhenov formation. Thus, potentially, all high-tech oil may be 3.4 times (one volume will remain in the reservoir) completely displaced by the generated SK-CO ₂ from the reservoirs of the Bazhenov formation into the well (justification for high oil recovery factor). Moreover, SC-CO ₂ dissolves in liquid hydrocarbons and at the same time they increase in volume up to 1.5 times, they swell, which enhances the re-energization of the productive formation in its in-situ retort. Complete dissolution of SK-CO ₂ in hydrocarbons is easier to achieve than dissolution in liquid hydrocarbons, for example, SK-methane (SK-CH ₄ ). Under equal reservoir conditions, methane has a higher minimum pressure of complete miscibility (MDPS) compared to CO ₂ at T = 110 ° C. The methylene methylene methylene oxide is approximately 36-37 MPa, and CO ₂ approximately 18-19 MPa. Their density also varies greatly. At an in-situ pressure of 37 MPa and T = 110 ° C, the density of CO ₂ is 701 kg / m ³ and that of methane is 165.9 kg / m ³ . This means that, taking up a smaller volume of SC-CO _{2, it} can be completely mixed with oil of low permeability rocks, practically without increasing the temperature of the reservoir or with a slight increase, which, in turn, means that complete dissolution / mixing of SC-CO ₂ can occur in macrocracks at a considerable distance from the bottom of the well, and this increases the fluidity of low-permeability oil in remote areas of the reservoir and allows it to be extracted from the most remote sections of the reservoir through the system enhanced micro, meso and macro nanofluidic channels.

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.In addition, it should be noted that the presence of hydrogen and carbon dioxide in supercritical water suppresses the coke formation process, which in pure supercritical water with partial refinement, for example, bitumen (thermal bitumen) starts at 420 ° C, and in supercritical water saturated with hydrogen and dioxide carbon coke formation begins at a temperature of 470-480 ° C and, as a result of partial refinement of bitumen, more coke is formed in simple pure supercritical water than in the result Partial refinement of bitumen in supercritical water saturated with hydrogen and carbon dioxide, which is a pseudo-supercritical fluid in its form.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ).Surfactants.

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.In the claimed group of inventions, to reduce the surface tension at the interface of thermodynamic phases and the crushing of micro droplets of oil, surfactants are used that are part of both hydrophilic and hydrophobic surfactants. Concentrations of surfactants in the working agent in the form of water in a subcritical state and the specific composition used in the claimed method of the claimed invention surfactant recipes are formulated for each field separately depending on the physicochemical properties of in situ hydrocarbons, the chemical and mineralogical composition of the host rock, and the filtration capacitive properties (PES) of the reservoir.

Рабочий агент в форме воды в докритическом состоянии, насыщенный ПАВ, используется для низкотемпературного воздействия на продуктивный пласт, которое предшествует тепловому и/или термохимическому воздействию.A working agent in the form of water in a subcritical state, saturated with a surfactant, is used for low-temperature impact on the reservoir, which is preceded by thermal and / or thermochemical effects.

Тепловой удар по продуктивному пласту и термический гидроуглекислотный разрыв продуктивного пласта (ТГУРПП).Thermal shock to the reservoir and thermal hydro-carbon dioxide fracture of the reservoir (TGURPP).

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.In the claimed group of inventions for the implementation of heat stroke on the reservoir, the pseudo-ultra-supercritical fluid RAB No. II.A (SK-H ₂ O + SK-CO ₂ ; at T = 800 ° C and P = 50 MPA and at 10% is used the content of SK-CO ₂ in SK-H ₂ O, the density of the pseudo-supercritical fluid is 108.67 kg / m ³ ), having a temperature of up to 800 ° C upon entering the reservoir. In the reservoir during the interaction of PAB No. II.A with the in-situ pseudo-supercritical fluid (SK-H ₂ O + SK-CO ₂ + SK-hydrocarbons + SK-non-hydrocarbon gases, etc.), the temperature of the latter instantly increases and, accordingly , its volume instantly increases. The process of generating synthetic hydrocarbons, mainly syngas (hydrogen, carbon dioxide, methane and carbon monoxide) from kerogen, bituminous oil, and low-permeability oil is additionally intensified, which results in the implementation of multiple autofluidic fractures in the reservoir and leads to an increase in the gas factor. In the claimed group of inventions, thermal shock to the reservoir is organized and carried out at the end of any cycle of impact on the reservoir and / or before it begins to deenergize and after the deenergization of the reservoir is completed before each new cycle of impact on the reservoir begins, starting from the second cycle and, accordingly, excluding the first cycle of impact on the reservoir, as well as during the implementation of the main impact on the reservoir. The goal of thermal shock to the reservoir at the end of any exposure cycle is to short-term maximize the increase in the permeability of the reservoir and its additional, possibly more powerful, but short-term energization. The purpose of the heat stroke at the beginning of each new cycle of impact on the reservoir, starting from the second cycle, is mainly to restore and increase the permeability of the reservoir, which was somewhat reduced due to its compaction during its deenergization - in the process of molecular selection from the reservoir modified and partially enriched hydrocarbons in the mode of well spouting.

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.Heat stroke is a thermal hydro-carbonic fracture of a reservoir. TGURPP surpasses hydraulic fracturing in its effectiveness, since it is performed using a high-temperature RAV (up to 800 ° C) and in a productive formation already heated to a temperature of 350-450 ° C, in which during the previous cycle of exposure numerous open micro, meso and macro-fluid conducting channels, which are the channels of RAV No. II.A entry into the reservoir for the implementation of TGURPP in it, - inducing numerous, mainly macrocracks / macro-fluid conducting channels in the reservoir, due to the active use zovaniya Open and interconnected micro / meso and macro cracks existing in the reservoir.

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.In the claimed group of inventions, after completion of TGURPP, nanopropant or catalytic nanopropant can be introduced into micro / meso and macrocracks of the reservoir to fix them by using, for example, RAB No. I. B.

Проточный трубчатый реактор.Flow tube reactor.

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:In the claimed group of inventions, a flowing tubular reactor is a system consisting of tubing with thermal insulation and a sleeveless pipe located coaxially inside the tubing. The length of the flow tube reactor can be from 100 to 4000 meters. In a flow tube reactor, mainly four main processes are carried out:

- процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые ранее в продуктивном пласте не были молекулярно модифицированы и не были частично облагорожены;- the process of partial refinement of hydrocarbons selected from the reservoir, which were not previously molecularly modified in the reservoir and were not partially refined;

- 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;- the process of additional partial refinement of hydrocarbons selected from the reservoir, which were previously molecularly modified and refined in the reservoir as a result of thermal or thermochemical effects;

- 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;- the process of additional production of nanodiamonds (the main process for the production of nanodiamonds is carried out in the reservoir) from hydrocarbons selected from the reservoir that have not been previously molecularly modified or refined in the reservoir, or from hydrocarbons selected from the reservoir that have been previously molecularly modified in the reservoir and already partially ennobled;

- процесс генерации сингаза, включая водород для дополнительного гидрирования/гидрогенизации отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти.- the process of generating syngas, including hydrogen, for additional hydrogenation / hydrogenation of high-tech oil selected from the reservoir.

Подготовка воды.Water preparation.

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.Water treatment in a water treatment plant should be understood as comprehensive water treatment, which consists mainly in the purification of water from mechanical impurities (nanodispersed mechanical impurities) and its preliminary heating to a temperature of 40 ° C (ρ = 1013 kg / m ³ ) to 80 ° C (ρ = 992 kg / m ³ ) at a pressure of up to 50 MPa.

Геотермальный накопитель тепловой энергии и геотермальная декомиссия (выведение из эксплуатации) нефтяной скважины.Geothermal thermal energy storage and geothermal decommissioning (decommissioning) of an oil well.

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.In the claimed group of inventions, in the process of thermal and thermochemical effects on the reservoir inside the reservoir, an artificial high-temperature in-situ retort is formed, heated, on average, to a temperature of 400 ° C, the volume of which, depending on the filtration-capacitive properties (PES) of the reservoir and its thickness, can be from 1 to 10 million cubic meters. Moreover, depending on the kerogen content in the reservoir, to heat it to such a temperature (400 ° C), a significant amount of enthalpy is introduced into the reservoir. So, with an average kerogen content in the reservoir equal to 10 wt. % for heating 1 m ^{3 of the} reservoir to 400 ° C, the enthalpy equal to 1239417.155 kJ / m ^{3 of the} reservoir, and at 20 wt. % kerogen content in the reservoir, - 1071950.811 kJ / m ^{3 of the} reservoir. Thus, an artificially formed high-temperature in-situ retort is a storage of thermal “artificial” geothermal energy. In the claimed group of inventions, after the completion of the thermal and thermochemical effects on the reservoir and the selection of economically feasible oil from it into the reservoir, namely, to the high-temperature in-situ retort, is completed, warm water is pumped in contact with hot rock of the reservoir it is heated and then removed to the day surface and, thus, the oil well is put into geothermal operation kvazhiny concept of "Enhanced Geothermal Systems» (Enhanced Geothermal System, - EGS). The former oil well, and now the geothermal well can operate in a cyclic mode or in a waterflood mode, but then a system of two geothermal wells is created, one of which is injection and the other is producing. Warm water is pumped into the injection well, which, passing through the nanoscale fluid-conducting channels of the in-situ high-temperature retort, is heated and then the selection of high-temperature water (from 400 to 100 ° C) in the supercritical state, in the form of superheated steam, wet steam, or in the form of hot water is carried out through producing well. Then, the warm water (30 ° C) spent on the surface of the borehole, which lost most of its heat, is then pumped back into the injection well. Together with heated water, residual oil is also taken from the in-situ high-temperature retort, the extraction of which is now again economically feasible. Using the proposed method, in addition to additionally extracted residual oil, up to 50% of the enthalpy previously added to it, or about 500,000 kJ / m ³ , or about 138.8 kW / h of thermal energy / m, can be recovered from an in-situ high-temperature retort ³ productive formations. If the volume of the in-situ high-temperature retort is 5 million m ³ , then such a decompression well will produce 694 thousand MW / h of thermal energy during the decommissioning period. The proposed approach of geothermal decommission of an oil well having an artificially formed high-temperature in-situ retort allows to maximize the oil recovery coefficient (CIN) and significantly improve the economics of projects for the production of unconventional hydrocarbons from oil shale formations using the claimed thermal and thermochemical method of influencing productive oil-bearing-oil-bearing ones. The generated thermal geothermal energy can be used to generate electrical energy or to heat residential premises, industrial enterprises, including greenhouse complexes.

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.The technological complex used to implement the claimed method includes installation 2 for water treatment. The output of the installation 2 is connected to the input of the surface generator 4 of ultra-supercritical water (generator). Depending on the technological process performed during the implementation of the method, the complex may have a different configuration.

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.Under the configuration change in this application refers to the connection or disconnection of the components and assemblies of the technological complex by means of shut-off and control valves depending on the operations performed by him (the complex) to implement the claimed method.

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.So, for the implementation of low-temperature thermochemical effects on the reservoir, the technological complex has a configuration in which the input of the generator 4 is connected to the output of the water treatment plant 2, and the output of the generator 4 is connected to the first input of the first mixer 6, the surfactant tank 8 is connected to its second input (Fig. 5.). The number 10 in this figure indicates the bottomhole of the well 11, located in the tubing well is indicated by the number 12, and the reservoir - by the number 14. The downhole heat-resistant packer is indicated by the number 15, and the annular heat-resistant packer by the number 16. The output of the first mixer 6 is connected to the tubing 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.To implement a low-temperature thermochemical catalytic effect on the reservoir using nanopropant (Fig. 6.), the container 8 is disconnected from the second input of the mixer 6 and the container 18 for the composition "SAW-NANOXID" is connected to the second input of the mixer 6. The output of the mixer 6 is connected to the tubing 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.To carry out the acid thermochemical effect on the reservoir (Fig. 7.), the mixer 6 is disconnected from the generator 4. A sleeveless pipe 25 is placed in the tubing cavity, which is connected to a cold water tank 23 saturated with acid or acid emulsions. The output of the generator 4 is connected to the input of the tubing 12.

Для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 8.) от трубы 25 отсоединяют емкость 23.To implement thermal effects on the reservoir (Fig. 8.) from the pipe 25 disconnect the tank 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.To carry out in situ thermal explosions in the face, the complex is configured in accordance with FIG. 9, which shows the connection of the sleeveless pipe 25 with a capacity of 29 for the oxidizer.

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.For the implementation of the main high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on surface and / or borehole gasification of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or in supercritical water (Fig. 10.), tank 34 for organic compounds are connected to the organic enrichment unit 36 of the organic compounds of the surface organic reforming reactor 37, to which the output of the generator 4 is connected. The output of the reactor 37 is connected to the input of the tubing 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.To implement high-temperature thermochemical effects on the reservoir (Fig. 11.) based on partial in-situ gasification of hydrocarbons, an oxidizer tank 29 is connected to the sleeveless pipe 25.

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.To implement the thermo-catalytic effect (Fig. 12.) on the reservoir, a tank 44 for cold water saturated with a nanoscale catalyst is connected to the sleeveless pipe, and the output of the generator 4 is connected to the tubing 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.To effect a hydrogen-thermo-catalytic effect on the reservoir using nanopropant (Fig. 13), the generator 4 is connected to an oxidation reactor 48, which is also connected to a tank 49 for a saturated colloidal solution of cold water and microparticles, mainly aluminum and / or zinc, and / or iron, and / or mixtures thereof, and the output of the reactor 48 is connected to the tubing 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.To implement thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir (Fig. 14.), the generator 4 is connected to the first input of the second mixer 63, the second input of which is connected to the capacity 64 for the oxidizer. The first inlet of the oxidation reactor 48 is connected to the outlet of the second mixer 63, and the second to a vessel 69 for methanol, oil, or a mixture of oil and methanol. The oxidation reactor 48 is connected to the tubing 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.In the process of delivery of BPA No. 1. B. 70 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of the BPA No. 1.B. 70 decreases, and the density increases and, thus, BPA No. 1.B. 70 is transformed into PAB No. I.G. 71 and is supercritical water saturated with carbon dioxide and residual oil or methanol or a mixture of residual oil and methanol or a pseudo-supercritical fluid consisting of water, carbon dioxide and residual oil or methanol, or a mixture of residual oil and residual methanol 71 RAV No. I.G. 71 is injected into the reservoir 14 to effect thermohydrocarbon dioxide exposure to the reservoir 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).A distinctive feature of the claimed technological complex from the closest analogue is the possibility of simultaneous use of a ground-based ultra-supercritical water generator 4, an organic compounds reforming reactor 37 and an organic and inorganic compounds oxidation reactor 48, which makes it possible to simultaneously generate ultra-supercritical water (U-SCW, - Ultra -Supercritical Water), to carry out gasification (both the most complete and partial) of organic compounds (SCWG, - Supercritical Water Gasification) and oxidation (as the most its complete and partial), both organic (e.g. methanol) and inorganic (e.g. metals) compounds / substances (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.Another no less significant feature is the borehole pipe configuration of the technological complex, the essence of which is that the sleeveless pipe 25 without insulation is placed coaxially inside the heat-insulated tubing 12. This solution allows the most efficient use of the limited downhole space and deliver several components to the bottom 10 of the well 11 at the same time. . For example, supercritical water saturated with methanol can be delivered through the tubing 12 to the bottom of a well 10, and an oxidizer can be delivered simultaneously to a bottom 10 of a well 11 through a sleeveless pipe 25. Moreover, in the process of delivery to the bottom 10 of the well 11, the oxidizing agent heats up and already in the sleeveless pipe 25 passes into a supercritical state.

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.Clutchless pipe 25 can be entered and removed from the well without removing tubing 12 from the well 11. This improves the efficiency of operation of the claimed technological complex and reduces the downtime of the well.

Используемая в технологическом комплексе компоновкаThe layout used in the technological complex

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).pipe-to-pipe product pipeline — a sleeveless pipe 25 located coaxially inside the tubing 12, in fact, is a tubular flow reactor with a length of 100 to 4000 meters. Such a tubular flow reactor allows two significant processes: the process of exothermic oxidation of organic compounds in supercritical water (SCWO, Supercritical Water Oxidation) in the presence of an oxidizing agent to generate pseudo-ultra-supercritical fluid inside the tubing and / or in the sub-packer zone of the well at the bottom of the well (T up to 800 ° C at P up to 50 MPa), and the process of additional partial refinement of the molecularly modified carbohydrates selected from the reservoir and already partially elevated in the reservoir delivery in supercritical water, an aqueous supercritical fluid or pseudo-supercritical fluid (Supercritical Fluid Partial Upgrading, - SCFPU) due to the refinement of hydrocarbons in a supercritical fluid (Supercritical Fluid Upgrading, - SCFPU), as well as due to superfluid catalytic fluid degradation the presence of nanoscale catalysts, mainly in molecular and ionic form, but not excluding the possibility of using a catalyst in the form of metal nanoparticles or their oxides (Supercritical Fluid Catalytic Upgrading, - SCFCU) and Hydrobleaching of hydrocarbons in a supercritical fluid in the presence of hydrogen (Supercritical Fluid Hydro Upgrading, - SCFHU).

Весьма важно, что в зависимости от условий добычи и целей воздействий на продуктивный пласт безмуфтовая труба может располагаться:It is very important that, depending on the production conditions and the objectives of the impact on the reservoir, a sleeveless pipe can be located:

- полностью внутри НКТ и ее нижний срез может находиться на расстоянии от 1 до 500 метров выше нижнего среза НКТ (Фиг. 4.А);- completely inside the tubing and its lower cut may be at a distance of 1 to 500 meters above the lower cut of the tubing (Fig. 4.A);

- расположение нижних срезов НКТ и безмуфтовой трубы могут совпадать (Фиг. 4.Б);- the location of the lower sections of the tubing and the sleeveless pipe can match (Fig. 4.B);

- 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.- the lower section of the sleeveless pipe can be lower at a distance of 1 to 100 meters from the lower cut of the tubing in the case of using a vertical or directionally-deviated well (Fig. 4.B) or at a distance of 1 to 1000 meters from the lower cut of the tubing in the case of horizontal well.

Безмуфтовая труба может свободно перемещаться в полости НКТ и менять свое положение в зависимости от условий добычи и целей воздействий.A sleeveless pipe can freely move in the tubing cavity and change its position depending on the production conditions and impact targets.

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.Given that the implementation of the claimed method uses aggressive working agents, such as water in an ultra-supercritical state, water in a supercritical state, pseudo-ultra-supercritical fluids, pseudo-supercritical fluids and fluids saturated with acids and acidic emulsions, for manufacturing units and assemblies of the technological complex, it is necessary to use titanium, as well as high alloy steels and alloys with high corrosion resistance, heat resistance and heat resistance.

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.The ultra-supercritical water generation unit of a ground-based ultra-supercritical water generator is most suitable to be made of SS316 steel, titanium, nickel and alloys: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617 V, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 and 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.The organic compound reforming reactor can be made of SS316 steel, titanium, nickel and alloys: nickel and copper, Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617 V, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 and 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.The oxidation reactor can be made of SS316 steel, titanium, nickel and alloys: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617 / 617B, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 and 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).To implement the claimed method, the tubing must be made exclusively of titanium. This choice is explained by the low density of titanium (4.54 g / cm ³ ), high heat resistance (T _{melting cf.} 1950 K) and corrosion resistance, as well as lower thermal conductivity (λ = 19.6 W / (m * K), at K = 1000) compared with most steel grades (λ = 25 to 35 W / (m * K), at K = 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).The tightness of mechanical compounds in the presence of both high temperature and pressure is ensured by the use of metals and alloys with a low melting point, for example, zinc (melting point 419.6 ° C), lead (melting point 327.4 ° C), bismuth (melting point 271.4 ° C), tin, (melting point 231.9 ° C) and Homberg alloy (bismuth + lead + tin (33.3% each); melting point 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.A ground-based ultra-supercritical water generator should have a power of 0.5 to 50 MW and usually consists of heat-generating modules, each of which has a unit thermal power of 0.5 to 5 MW. In addition to natural gas and purified associated petroleum gas, unprepared associated petroleum gas can also be used as fuel for the ground-based ultra-supercritical water generator. As a heating element of a ground-based ultra-supercritical water generator, it is most advisable to use a heating element made of highly porous cellular material (HPLM) made mainly of zirconium oxide having a different pore density per inch (PPI) from 10 to 100, or other suitable materials mounted on a perforated pipe made of molybdenum, through which the fuel mixture, for example, unprepared associated petroleum gas and air, is supplied in heat atelny element made of HPCM having a different pore density per inch, which is used as refractory metals or alloys.

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.All units and assemblies used for the layout of the Technological complex are standard and their constructive implementation is not subject to patent protection. Their connection and control or is carried out using standard shut-off and control valves. For specialists it is clear that for injecting working agents into the reservoir and selecting the target product from it, the corresponding standard pumping equipment is used, which is not disclosed in the application materials, but, undoubtedly, it is part of the technological complex. Working agents are prepared in a known manner.

Работа Технологического комплекса может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме.The work of the Technological complex can be carried out both in manual and in automatic mode.

Заявленный способ, с использованием приведенного выше Технологического комплекса, осуществляют следующим образом.The claimed method, using the above Technological complex, is as follows.

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.The full cycle of the implementation of the claimed method using the technological complex can conditionally be divided into several of the following steps, each of which is necessary to achieve the specified technical result and each of which has its own sequence of operations that is observed during the implementation of the cycle of impact on the reservoir.

Этап 1 (I.). Подготовка продуктивного пласта.Stage 1 (I.). Preparation of the reservoir.

Этап 2. (II.) Основное воздействие на продуктивный пласт.Stage 2. (II.) The main impact on the reservoir.

Этап 3. (III.) Дополнительное воздействие на продуктивный пласт в рамках этапа «Основное воздействие».Stage 3. (III.) Additional impact on the reservoir in the framework of the phase “Main impact”.

Этап 4. (IV.) Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием.Stage 4. (IV.) The selection of hydrocarbons from the reservoir in the regime of well flowing with their additional partial refinement.

Этап 5. (V.) Перевод нефтяной скважины в режим работы геотермальной скважины, - геотермальная декомиссия нефтяной скважины.Stage 5. (V.) Transfer of the oil well to the operating mode of the geothermal well, - geothermal decommission of the oil well.

Рассмотрим более подробно осуществление каждого этапа.Let us consider in more detail the implementation of each stage.

(I.) Подготовка продуктивного пласта осуществляется следующим образом.(I.) Preparation of the reservoir is as follows.

(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.1.) The first operation of this stage is the implementation of low-temperature thermochemical effects on the reservoir (Fig. 5). For its implementation, water 1 is supplied to the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of 150 to 250 ° C (pressure up to 45 MPa) and transformed into water 5, which is ballast number 3. Thus obtained ballast No. 3 in mixer 6 is mixed with surfactant 7 supplied to mixer 6 from tank 8, as a result of mixing saturated surfactant water 9 is obtained, which is BPA No. 3.A. BPA No. 3.A through the tubing 12 is delivered to the bottom 10 of the well, in which it is transformed into PAB No. III 13, injected into the reservoir 14 and performs a low-temperature thermochemical effect on it. Carrying out this operation using RAV No. III ensures the restoration of natural fracturing and / or natural fluid-conducting channels in the near-wellbore zone of the reservoir, and also increases the injectivity of the bottom-hole zone of the well and prevents the formation of a low-permeability “shell” around the natural fracturing and / or fluid-conducting channels in the near-wellbore.

(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.(I.2.) The second operation of this stage is the implementation of low-temperature thermochemical catalytic exposure with nanopropant (Fig. 6.). For its implementation, water 1 is supplied to the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 150 to 250 ° C (pressure up to 45 MPa) and transformed into water 5, which is ballast number 3. Next, the ballast No. 3 in the mixer 6 is mixed with the composition "PAV-NANOXID" 17, which enters the mixer 6 from the tank 18, as a result of which it is transformed into water 19 saturated with "PAV-NANOXID" 17, which is the BPA No. 3. B. 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.The composition of BPA No. 3.B: water in a subcritical state; anionic surfactants; nanoscale particles of metals or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe ₂ O ₃ and / or Fe ₃ O ₄ ), which are both a catalyst and a nanoscale proppant.

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.As a result of delivery to the bottom 10 of well 11 via tubing 12 of BPA No. 3. B 19 at constant pressure, its temperature decreases and its density increases and, thus, it is transformed into PAB No. III.A 20, which is injected into production reservoir 14 for implementation low temperature thermochemocatalytic effects. Carrying out this operation using RAV No. III.A, along with an additional increase in injectivity of the bottomhole zone of the well due to the restoration of natural fracturing and / or natural fluid-conducting channels, ensures their fixation with a nanopropant.

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.The low-temperature thermochemical and thermochemical catalytic effects as a whole are short-lived and are implemented to increase the injectivity of the bottom-hole zone of the well, which allows, in particular, to increase the efficiency of the subsequent thermal and high-temperature thermochemical effects on the reservoir. Used RAV No. III and No. III.A when injected into the reservoir have a temperature of not less than 120 ° C, but not more than 150 ° C, which prevents the formation of a low-permeable “shell” in the near-fractured areas of the reservoir in the bottomhole zone of the well. As a result of using PAB No. III and III.A, there is a restoration and some increase in the permeability of the reservoir in its near-wellbore zone with macrocracking fixed by nanopropant - metal oxide nanoparticles and, mainly, iron oxide nanoparticles, which subsequently during thermal and / or main thermochemical exposure to the reservoir will also perform a catalytic function in the processes of molecular modification / cracking and partial refinement of in situ hydrocarbons .

(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.(I.3.) The third operation of this stage is the implementation of acid thermochemical effects on the reservoir (Fig. 7.). Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature from 593 to 650 ° C and is transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast No. 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).In the process of delivery of ballast No. 1 from the day surface of well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of ballast No. 1 decreases and the density increases and, therefore, ballast No. 1 is transformed into ballast No. 1.A. 22, which is pure water in a supercritical state (Т from 375 to 593 ° C and Р to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (ρ) - 146 kg / m ³ ).

Одновременно из емкости 23 в безмуфтовую трубу 25 поступает холодная вода, насыщенная кислотой или кислотными эмульсиями 24 или ПРА №6. 24.At the same time, cold water saturated with acid or acidic emulsions 24 or PRA No. 6 enters from the tank 23 into the sleeveless pipe 25. 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.In the process of delivery of ballasts No. 6. 24 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of ballast No. 6. 24 increases, and the density decreases and, therefore, ballast No. 6. 24 is being transformed into BPA No. 6.A. 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.At the bottom of 10 wells 11 BPA No. 1.A. 22 and BPA No. 6.A. 26 are mixed and, thus, the formation of PAB No. I is completed. 27, which is then injected into the reservoir 14 for the implementation of acid thermochemical effects on the reservoir 14. RAV No. I. 27 is a pseudo-supercritical fluid. The composition of the RAV No. I. 27: supercritical water; acids or acidic emulsions.

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.Acid thermochemical effect is necessary to increase intergranular permeability and relieve colmatization in the bottom-hole zone of a productive formation and can be used mainly both in the process of preparing a productive formation for thermochemical treatment, and as an additional process step already during the implementation of the main thermochemical treatment, for which reservoir, for example, the injection of PAB No. II is stopped and the injection of PAB No. I begins. After completion of acid thermochemical treatment, RAV No. II is again injected into the reservoir, mainly without exposure to the reaction, and in this way the thermochemical treatment of the reservoir continues.

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).The use of RAV No. I in this operation ensures that the bottomhole zone of the well is cleaned of already dissolved and insoluble clogging substances in solid micro and nanodispersed form, which, in general, increases the intergranular permeability of the bottomhole zone of the well and its ability to receive working exposure agents (RAV).

(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.(I.4.) Implementation of thermal exposure (Fig. 8.). Under the thermal effect in the claimed group of inventions means the impact on the reservoir using pure supercritical water that does not contain any additional components. Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast No. 1. 21. In the process of delivering ballast No. 1 from the day surface of well 11 to its bottom 10 through tubing 12 at constant pressure, the temperature of ballast No. 1 decreases, and the density increases and, therefore, ballast No. 1 is transformed into PAB No. I.A. 28, which is pure water in a supercritical state (T up to 593 ° C and P up to 45 MPa). Further, RAV No. I.A. is injected into the reservoir 14 to exert a thermal effect on the reservoir 14. The RAV No. I..A thermal effect on the reservoir increases the permeability of the reservoir at the micro / meso and macro levels.

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:Thermal exposure is one of the important operations that are part of a set of measures aimed at preparing the reservoir for the final operation of the first stage - the implementation of in-situ thermal explosions and the subsequent main thermochemical effect. With thermal exposure in the reservoir, several processes are carried out in parallel, namely:

- 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;- the process of re-energizing the reservoir, mainly due to the expansion of the in-situ fluids and kerogen already present in the reservoir, as well as the in-situ generation of synthetic gaseous hydrocarbons from low-permeability oil and the in-situ generation of gaseous and liquid synthetic hydrocarbons from bituminous oil and kerogen;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта за счет интенсификации естественной и индуцирования новой трещиноватости, преимущественно, на микро и мезоуровне;- increase in the permeability of the reservoir due to the intensification of natural and inducing new fracturing, mainly at the micro and mesoscale;

- 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;- mobilization of oil of low permeability rocks and hydrocarbon gases due to their desorption from the surface of round and slotted pores / fluid-conducting channels, as well as their exit from kerogen as a result of its swelling - an increase in volume;

- увеличение пропускной толщины флюидопроводящих каналов за счет десорбции нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов с поверхности округлых и щелевых пор/флюидопроводящих каналов;- increase the throughput thickness of the fluid channels due to the desorption of oil of low permeability rocks and hydrocarbon gases from the surface of round and slotted pores / fluid channels;

- 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.- molecular modification / cracking of in-situ hydrocarbons and their partial refinement, aimed at reducing the size of the in-situ hydrocarbon molecules, which ultimately increases their drainage ability and reduces the degree of molecular blocking of the pore space of the reservoir with large intra-hydrocarbon molecules.

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.Along with the processes mentioned above, the goal of thermal exposure is also the formation of a stable supercritical fluid inside a certain part of the reservoir by filling the rounded and slotted pores with flowing RAV No. I.A - flowing water in a supercritical state.

Таким образом, в результате осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт принципиально значимым является достижение следующего результата:Thus, as a result of the thermal effect on the reservoir, it is fundamentally significant to achieve the following result:

- 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;- the formation of a stable supercritical aqueous medium inside a certain part of the reservoir or by mixing supercritical water with in-situ fluids; the formation of a pseudo-supercritical medium inside a certain part of the reservoir, consisting mainly of water, carbon dioxide and in-situ hydrocarbons (all individually located in the supercritical condition), as an environment favorable for the subsequent implementation of in-situ thermal explosions;

- 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.- increase in the permeability of the reservoir, mainly at the micro and mesoscale and only partially at the macro level, accompanied by some reenergization of the reservoir, preventing the negative process of compaction of the reservoir.

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»).Separately, it should be noted that in the claimed group of inventions RAB No. I.A. it is also used to restore the catalytic activity of the catalytic nanopropant inside the reservoir, which is introduced into the reservoir as a result of the use of PAB No. I. B. and with which the predominantly bottom-hole zone of the reservoir is saturated (“catalytic belt / filter”).

(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.(I.5.) The last operation of the first stage is the implementation of in-situ thermal explosions (Fig. 9.). For its implementation, water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast No. 1. 21. In the process of delivering ballast No. 1 from the day surface of well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of ballast No. 1 decreases, and the density increases and, therefore, ballast No. 1 is transformed into ballast No. 1.A. 22, which is pure water in a supercritical state (Т from 375 to 593 ° C and Р to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (ρ) - 146 kg / m ³ ). At the same time, oxidizer 30 or ballast No. 5 enters from the tank 29 into the sleeveless pipe 25.

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.In the process of delivery of ballast No. 5 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 through a sleeveless pipe 25 at constant pressure, the temperature of ballast No. 5 rises and its density decreases, and thus, ballast No. 5. transforms into BPA No. 5.A 31, which is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide or air in a subcritical or supercritical state.

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.At the bottom 10 of the hole 11, BPA No. 1.A and BPA No. 5.A mix and, thus, the formation of RAV No. I.B 32 is completed, which is then injected into the reservoir 14 to effect heat on the reservoir 14. RAV No. I .B is a pseudo-supercritical fluid. The composition of PAB No. I.B: supercritical water saturated with an oxidizing agent. The use of PAB No. I.B ensures the implementation of thermal explosions in the reservoir with the aim of increasing permeability at the micro / meso and macro levels.

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.Intra-layer thermal explosions are used in the claimed method for purposefully increasing the permeability of the reservoir at the macro level due to the intensification of natural and inducing new macrocracks. The implementation of in-situ thermal explosions is one of the main measures included in the set of measures aimed mainly at preparing the reservoir for the subsequent main thermochemical effect. The essence of in-situ thermal explosions is as follows. Due to the thermal effect, a stable aqueous supercritical medium (T from 450 to 500 ° C and P up to 45 MPa) and / or a pseudo-supercritical medium is created in the reservoir, and the permeability of the reservoir is increased, mainly at the micro and mesoscale. Upon contact of the oxidizing agent contained in PAB No. I.B with in-situ hydrocarbons in a supercritical aqueous medium or in a pseudo-supercritical medium in the reservoir, multiple local high-speed exothermic oxidation reactions of in-situ hydrocarbons are initiated, which occur in the mode of so-called thermal explosions, since the duration of such reactions, depending on the quality of the hydrocarbons taking part in them, usually ranges from fractions of a second to 8-10 seconds (max.). During in-situ thermal explosions, a sharp local increase in the pressure (up to 100 MPa) and temperature (up to 1000 ° C) of the pseudo-supercritical fluid and its short-term reversible transformation into ultra-pseudo-supercritical fluid occurs, as a result of which multiple local thermobaric nanofractures of the productive formation, mainly at the macro level (> 50 nm), which, ultimately, leads to the intensification of natural macrocracks and the induction of new macrocracks - rupture rock continuity at the macro level - and, as a result, a significant increase in the permeability of the reservoir. The heat released during the in-situ thermal explosions is spent on additional heating of the reservoir - the host rock and the hydrocarbons contained in it. Moreover, in the areas of a local increase in the in-situ temperature to 1000 ° C and a pressure of up to 100 MPa, a) local partial gasification of a certain part of the in-situ hydrocarbons is carried out - hydrogen generation followed by hydrogenation / hydrogenation of a part of the in-situ hydrocarbons - improvement of their quality and b) in-situ synthesis of nanodiamonds.

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.Intra-layer thermal explosions in the claimed group of inventions are also used for targeted explosive oxidation of heavy hydrocarbons, which are not recoverable even under the thermochemical effect, of heavy oil residues, as well as aromatic hydrocarbons, and for the oxidation of unconverted low-value kerogen residues. Such in-situ thermal explosions, as a rule, are carried out in the claimed group of inventions at the beginning of each new cycle of exposure to the reservoir, excluding the first cycle of exposure, as well as before or after the high-temperature thermochemical treatment of the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons using RAV No. II.A having a temperature of up to 800 ° C. As a result of the implementation of the above-mentioned in-situ thermal explosions, the macropermeability of the reservoir increases and its additional heating occurs. On the whole, these processes are also accompanied by in-situ high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of any in-situ hydrocarbons, including kerogen, or otherwise, by the formation of nanoporous carbon structures inside the reservoir from hydrocarbons, which are deposited on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels and form a nanoporous carbon nanofilm on it. This nanoporous carbon nanofilm allows fluids with minimal friction to increase by orders of magnitude (10 to 30 times) the speed of their movement through such nanoscale fluid-conducting channels, mainly in the near-wellbore volume of the reservoir and, thus, significantly increase the permeability of the reservoir in the volume of the reservoir, in which there are such nanoscale fluid-conducting channels having such a nanoporous carbon coating on their inner surface.

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. см²/м³ продуктивного пласта, а объем пор на 20-22 тыс. см³/м³. Для сравнения многостадийный ГРП увеличивает объем свободного порового пространства продуктивного пласта, в среднем, только на 70-100 см³/м³. Стоимость осуществления внутрипластовых тепловых взрывов при их более высокой очевидной эффективности в разы ниже стоимости проведения многостадийного ГРП.In nutrip fins, thermal explosions eliminate the need for preliminary hydraulic fracturing or multistage hydraulic fracturing to increase the permeability of productive formations of oil shale formations (Bazhenov and other suites) at the macro level. So, as a result of only preparatory heat exposure with natural free porosity of productive strata of the Bazhenov formation, approximately equal to 6%, their porosity increases, on average, by 2%. The pore surface of the free pore space increases by 30-35 million cm ² / m ^{3 of the} reservoir, and the pore volume by 20-22 thousand cm ³ / m ³ . For comparison, multistage fracturing increases the volume of free pore space of the reservoir, on average, only by 70-100 cm ³ / m ³ . The cost of conducting in-situ thermal explosions with their higher apparent effectiveness is several times lower than the cost of conducting multi-stage hydraulic fracturing.

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.The implementation of the first stage ensures maximum fracturing of the reservoir and its fixation with a nanopropant, which, in general, leads to an increase in the stable permeability of the reservoir, additionally supported by the re-energization of the reservoir, - an increase in the in-situ pressure.

После проведения описанных выше подготовительных операций первого этапа осуществляют второй этап - основное воздействие (II.) на продуктивный пласт, которое состоит из следующих последовательно выполняемых операций.After carrying out the preparatory operations of the first stage described above, the second stage is carried out - the main impact (II.) On the reservoir, which consists of the following sequentially performed operations.

(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.(II.1.) Initially, the operation of high-temperature thermochemical treatment is carried out on the basis of surface and / or borehole gasification of organic compounds gasified in ultra-supercritical or supercritical water, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil (Fig. 10.). To carry out this operation, water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water or ballast No. 1 21 or to a temperature of up to 593 ° C and is transformed into supercritical water or ballast No. 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.At the same time, either the ballast # 1 or the ballast # 2 or the ballast 34 are supplied from the ground-based ultra-supercritical water generator 4 to the organic enrichment unit 36 of the surface reforming reactor for organic compounds 37 from the tank 34, and organic compounds 35, mainly in the form of methanol, oil (water, saturated oil) or a mixture of oil and methanol, which are transformed into BPA No. 2.A. 38/39. BPA No. 2.A. 38 is pseudo-ultra-supercritical fluid, and BPA No. 2.A. 39 is a pseudo-supercritical fluid. The composition of BPA No. 2.A. 38/39: water in ultra-supercritical (when using ballasts No. 1) or in supercritical state (when using ballasts No. 2); methanol or oil, or a mixture of oil and methanol in an ultra-supercritical or supercritical state.

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.PAB No. II 40/41 is formed mainly in the surface reactor for the reforming of organic compounds 37 due to the gasification of BPA No. 2.A. However, in some cases, due to the duration of the BPA No. 2.A gasification process, it can continue in the tubing 12 during the delivery of BPA No. 2.A to the bottom of the well, as well as in the sub-packer borehole zone at the bottom of 10 of the 11th well.

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.Thus, depending on a number of factors, the process of transformation of BPA No. 2.A into PAB No. II can be completed in a surface reforming reactor of organic compounds 37 located on the day surface of well 11 or in well 11, but in close proximity to its day surface and / or in the well 11 in the tubing 12, and / or in the sub-packer well zone at the bottom 10 of the well 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.BPA No. 2.A transforms into PAB No. II. 40, and BPA No. 2.A. 39 transforms into PAB No. II. 41. RAB No. II. 40 differs from PAB No. II. 41 by the fact that the temperature of PAB No. II. 40 is always above the temperature of PAB No. II. 41 and, as a consequence, the degree of conversion of organic compounds to gases in RAV No. II 40 is always higher than the degree of conversion of organic compounds to gases in RAV No. II 41. Further, RAB No. II 40/41 is injected into the reservoir 14 for high-temperature thermochemical treatment based on surface and / or borehole gasification of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or in supercritical water to the reservoir 14. RAV No. II. It is used to perform thermochemical effects based on surface and / or borehole gasification of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or in supercritical water.

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:RAV No. II is a single-phase multicomponent fluid in a supercritical state (T up to 593 ° C and P up to 45 MPa) - a pseudo-supercritical fluid. The purpose of this effect is the maximum possible increase in the degree of conversion of kerogen and bituminous oil to synthetic hydrocarbons, as well as the maximum possible increase in the oil recovery coefficient of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons. At the same time, in the process of achieving this goal, a high-temperature thermochemical effect based on surface and / or downhole gasification of organic compounds solves the following problems:

- достижение высокой степени реэнергизации продуктивного пласта;- achieving a high degree of regeneration of the reservoir;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта за счет создания в нем объемной и объединенной флюидопроводящей системы на микро, мезо и макроуровне;- increase the permeability of the reservoir by creating a volumetric and integrated fluid-conducting system in it at the micro, meso and macro levels;

- достижение высокой степени конверсии керогена за счет его каталитической гидропиролизации в присутствии водорода, предполагающей эффективную внутрипластовую генерацию из него (керогена) синтетических углеводородов;- achieving a high degree of conversion of kerogen due to its catalytic hydro-pyrolysis in the presence of hydrogen, suggesting effective in-situ generation of synthetic hydrocarbons from it (kerogen);

- 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.- achieving the maximum degree of conversion of bituminous oil to lighter hydrocarbon fractions - molecular modification of large hydrocarbon molecules into smaller ones, entailing a decrease in the intensity of molecular blocking of fluid-conducting channels at the molecular level, as well as desorption of methane and oil adsorbed in kerogen and in the pore space low permeability rocks, increase in thickness / cross section of fluid-conducting channels.

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.In the group of inventions, chosen as the closest analogue, for ex-heating and final formation of the composition of the working agent at the bottom of the well, an exothermic oxidation reaction of organic compounds, mainly methanol in supercritical water in the presence of an oxidizing agent is used. As a result of the implementation of the above-mentioned exothermic reaction, the temperature of the working agent at the bottom increases to the required technological values, and the working agent itself is enriched with carbon dioxide, which, along with water, is one of the products of such a reaction. In the inventive method for the generation of RAV No. II, which is the main working agent for influencing reservoirs, the gasification reaction of any gasified organic compounds is used, including mainly methanol, as well as oil or a mixture of methanol and oil, in ultra-supercritical and / or supercritical water, due to which PAB No. II has a more complex and more effective composition, including, in addition to carbon dioxide, mainly hydrogen and methane, as well as carbon monoxide, not converted organic matter residues and optionally nanoscale catalysts that intensify the processes of hydrogen generation and in-situ conversion of heavy hydrocarbons to lighter hydrocarbons.

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.From the current level of technological development it is known that methanol remains stable in supercritical water, at least up to a temperature of 450 ° C, and its almost complete conversion to gases requires higher temperatures - from 600 to 650 ° C. Thus, in supercritical water up to its conditionally limiting temperature equal to 583 ° C, approximately 55-60% of methanol is converted into gases, and, in fact, the complete conversion of methanol to gases (99% or more) is completed in the temperature range from 600 to 650 ° C typical of ultra-supercritical water. Complete conversion of other organic compounds, for example, glycerol, is achieved at an even higher temperature of ultra-supercritical water - 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.It will also be apparent to those skilled in the art that the gasification reaction of organic compounds, unlike the oxidation reaction of organic compounds, proceeds in ultra-supercritical water or in supercritical water without the presence of oxidizing agents such as ozone, oxygen, hydrogen peroxide, air, etc. Moreover, in the inventive method for gasification can be used almost any gasified organic compounds but mainly methanol.

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.In the claimed group of inventions, almost complete conversion of, for example, methanol into gases is carried out and, mainly, ends in a surface reactor for reforming organic compounds in ultra-supercritical water, having temperatures from 600 to 650 ° C and pressure up to 45 MPa. At the same time, the reactor for reforming organic compounds in ultra-supercritical water can be located both on the day surface of the well and in the well itself, but in close proximity to its day surface.

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:The gasification process used in the claimed invention, for example methanol, or the reforming process, for example, methanol into gases in ultra-supercritical water, can be described by five basic chemical reactions:

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.The methanol reforming reaction in ultra-supercritical water (3) is the sum of the methanol decomposition reaction (1) and the water gas conversion reaction (2). Reaction (2) is slightly exothermic, while reactions (1) and (3) are endothermic. The methanization (hydrogenation) reactions (4) and (5) are exothermic. The claimed group of inventions mainly uses the organization of the above reactions, which allows to completely compensate for the heat (1) by the exothermic oxidation reaction (2) and the hydrogenation of carbon monoxide (4) and carbon dioxide (5) by hydrogen atoms and even in some cases achieve exothermicity process as a whole. In any case, when organizing the above reactions, extreme cases are either weak endothermicity or weak exothermicity of the process as a whole.

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.As a result of gasification of methanol in ultra-supercritical water in a land-based organic reforming reactor, ultra-supercritical water is enriched mainly with hydrogen (H ₂ ) and carbon dioxide (CO ₂ ), as well as methane (CH ₄ ) and carbon monoxide (CO) and Thus, in the claimed invention, BPA No. 2.A is formed on the day surface of the well, further comprising water and residual unconverted methanol.

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.However, in some cases, due to the duration of the BPA # 2 gasification process, it (the gasification process) can continue in the tubing during the delivery of BPA # 2. A to the bottom of the well, as well as in the sub-packer borehole zone at the bottom of the well.

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.Also, in the inventive method, a relatively inexpensive catalyst in the form of iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄₎ and then correct to assert that in the inventive process, along with process uncatalyzed gasification of organic compounds used as catalyst and process gazifik tion of organic compounds, which allows to reduce the value of the activation energy and achieve the same degree of completeness of the conversion of organic compounds in the gas, enriched with hydrogen at a lower temperature. So, for example, in the catalytic gasification of glycerol, a high degree of its conversion is already achieved at 550 ° C, at the same time, to achieve the same degree of its conversion without the use of a catalyst (for example, Fe ₃ O _{4 is} possible only at a higher temperature - 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.In the claimed group of the invention, ultra-supercritical water is used to form RAB No. II, mainly in the temperature range from 600 to 650 ° C, and the duration of the gasification process to achieve almost complete methanol conversion (from 93.3 to 99.7%) at such temperatures is from 7-8 to 40-50 seconds. With an increase in the duration of the gasification process from 7-8 to 40-50 seconds, the volume fraction of the yield of hydrogen decreases, and the volume fractions of the yield of carbon dioxide and methane increase, which is explained by the activation of methanization reactions (4) and (5), 7-8 seconds after the start methanol reforming process.

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.With a decrease in the concentration of methanol in ultra-supercritical water during its gasification from 50 wt. % up to 5 wt. % the volume fraction of the yield of hydrogen increases, and the volume fraction of the yield of carbon dioxide and methane decreases.

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.In the case of using a reforming reactor for organic compounds made of SS316 stainless steel, the degree of methanol conversion at a concentration of 26.6 wt. % does not exceed 50-55% and PAB No. II compositionally consists of water, hydrogen, carbon dioxide, methane, carbon monoxide and residual methanol.

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.When using an organic compound reforming reactor made of INCONEL 625 alloy, almost complete methanol conversion is achieved (methanol concentration: 26.6 wt.%), And if the internal surface of the organic reforming reactor is oxidized before the methanol gasification process begins hydrogen peroxide (3 wt.%), this allows you to achieve maximum volumetric fractional yield of hydrogen and reduce the volumetric fractional yield of carbon dioxide and methane. In this case, when the degree of methanol conversion equal to 97.5%, the composition of RAB No. II has the following composition: hydrogen, - 71.9 vol. %; carbon dioxide, 24.4 vol. %; carbon monoxide, - 0.8 vol. %; methane, 0.4 vol. %; methanol, - 2.5 vol. % and water. If the inner surface of the reforming reactor of organic compounds (methanol concentration of 26.6 wt.%) Was not oxidized with hydrogen peroxide (3 wt.%) Before the methanol gasification process started, then with a methanol conversion of 93.3%, the volume fractional yield decreases hydrogen, and the volumetric fractional yield of carbon dioxide, and the volumetric fractional yield of carbon monoxide increases. In this case, the composition of RAB No. II has the following form: hydrogen, - 66.3 vol. %; carbon dioxide - 22.7 vol. %; carbon monoxide, - 4 vol. %; methane, 0.3 vol. %; methanol, 0.7 vol. % and water.

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.In the case of using a reforming reactor for organic compounds (methanol concentration of 26.6 wt.%) Made of pure nickel, the need for preliminary oxidation of the inner surface of the reforming reactor for organic compounds with hydrogen peroxide (3 wt.%) Before the methanol gasification process begins is eliminated. almost complete methanol conversion is achieved (99.7%), characterized by both a relatively high volume fractional yield of hydrogen and a high volume fractional yield of carbon dioxide and methane. In this case, the composition of RAB No. II has the following form: hydrogen, - 53 vol. %; carbon dioxide, 23 vol. %; carbon monoxide, 0.7 vol. %; methane - 23 vol. %; methanol, 0.3 vol. % and water.

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.In the case of using a reforming reactor for organic compounds made of an alloy of nickel with copper, almost complete methanol conversion is achieved, accompanied by a high yield of hydrogen and by suppressing methanization reactions (hydrogenation) (4) and (5) by a negligible yield of methane and carbon monoxide . So, as a result of methanol reforming in ultra-supercritical water at a temperature of 600 ° C and a methanol concentration of 10 wt. % in the reforming reactor of organic compounds made of an alloy of nickel and copper, the composition of PAB No. II has the following form: 2.7 mol of hydrogen / mol of methanol; 0.87 mol of carbon dioxide / mol of methanol; 0.08 mol of carbon monoxide / mol of methanol; water.

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.To increase the yield of hydrogen in ultra-supercritical water or in supercritical water, sodium hydroxide (NaOH) or nickel (Ni) nanoparticles can be added as a catalyst or a mixture thereof. The addition of nickel nanoparticles increases the yield of hydrogen, and the addition of sodium hydroxide increases the selectivity of the gasification process in favor of increasing the yield of hydrogen. The most effective is the addition of a mixture of sodium hydroxide (1.68 wt.%) And nickel nanoparticles (3.34 wt.%) To the reaction medium, which allows to achieve a hydrogen yield of 4.65 mol of hydrogen per 1 kg of gasified organic matter.

Также в заявленной группе изобретений для увеличения выхода водорода используется и другой малотоксичный щелочной катализатор, - карбонат калия (K₂CO₃).Also in the claimed group of inventions, to increase the yield of hydrogen, another low-toxic alkaline catalyst is used - potassium carbonate (K ₂ CO ₃ ).

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.Another effective hydrogen-enhancing additive may be formic acid (CH ₂ O ₂ ). With the addition of 6 wt. % formic acid in the reaction medium, the maximum yield of hydrogen is up to 10 or more mol per 1 kg of gasified organic matter.

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.In the inventive method for the generation of hydrogen can be used the process of gasification of oil in ultra-supercritical water (T from 593 ° C to 650 ° C and P to 45 MPa) and in supercritical water (T from 500 to 593 ° C and P to 45 MPa ) At the same time, at a temperature of 500 ° C, a pressure of 45 MPa and in the presence of a catalyst, potassium hydroxide (KOH) in 190-220 seconds, almost complete conversion of oil (97-98%) into gases is achieved: a) hydrogen, b) methane, c) carbon dioxide, d) carbon monoxide and e) residual non-converted oil. The highest yield of the molar fraction of hydrogen is achieved in 190 seconds at a temperature of - 500 ° C and is 78%. At a catalyst concentration of potassium hydroxide of 200 mg / liter (5 wt.%), Carbon monoxide in the gas mixture is practically absent (less than 1 wt.%). With an increase in temperature from 500 to 650 ° C, methanization reactions accelerate, and the molar fraction of hydrogen in the gas mixture decreases from 78% to 34% (190 seconds). At the same time, the molar fraction of methane increases from 11 to 38% (190 seconds), as the molar fraction of carbon dioxide increases from 12 to 30% (190 seconds). Thus, for the generation of hydrogen during oil gasification (as opposed to methanol gasification), a supercritical aqueous medium having a temperature of 500 ° C is more preferable and optimal than an ultra-supercritical aqueous medium having a temperature of 600 to 650 ° C more suitable for gasification methanol. Using the process of gasification of oil allows the cost-effective utilization of produced water saturated with residual oil and, thus, to use in the field less sophisticated and less expensive systems / installations for water purification and dehydration of oil.

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.In the inventive method for the generation of hydrogen can be used the process of gasification of a mixture of oil and methanol. Using a mixture of oil and methanol, the concentration of which is 200 mg / liter of supercritical water, allows the gasification of oil and methanol (as a co-oxidant) at a lower temperature - 440 ° C. In this case, the oil concentration reaches 40,000 mg / liter of water in a supercritical state. The duration of this process of gasification of a mixture of oil and methanol is from 15 to 20 minutes, and the degree of conversion, respectively, is from 80 (15 minutes) to 90.3% (20 minutes). 5 minutes after the start of the gasification process, the degree of conversion already reaches 70%. Due to the duration of such a low-temperature process of gasification of a mixture of oil and methanol, the process is carried out both in the reforming reactor of organic compounds and in tubing with thermal insulation during the entire time of delivery of the working agent for exposure No. II. from the day surface to the bottom of the well, and possibly also in the sub-packer volume at the bottom of the well.

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.In the process of implementing the inventive method, glycerin is also gasified. The degree of glycerol conversion (glycerol concentration: 3 wt.%) In supercritical water up to 600 ° C is very low, and the complete glycerol conversion is carried out in ultra-supercritical water without catalysts at a temperature of about 700 ° C. The duration of the process of gasification of glycerol, from 1 second to several tens of seconds and the pressure in the range from 5 to 45 MPa, does not have a special effect on the efficiency and degree of conversion. With increasing temperature, the yield of hydrogen and carbon dioxide increases; the carbon monoxide content is reduced, and the amount of methane remains unchanged. When the concentration of glycerol is more than 10 mass. % conversion efficiency decreases and the specific hydrogen yield decreases.

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.In the process of gasification of organic compounds in the reforming reactor of organic compounds and / or in the tubing and / or in the sub-packer volume at the bottom of the well, the yield of hydrogen and methane increases with an increase in the duration of the gasification process and, since in the claimed method, the duration of the BPA-2 bottom-hole delivery process. BUT. since the surface of the well is several minutes (depending on the volume of injection of PAB II. into the reservoir), the claimed method provides the maximum yield of both hydrogen and methane as a result of gasification of any organic compounds.

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.The used PAB No. II has a constant basic composition: water, syngas (syngas: hydrogen, methane, carbon dioxide, carbon monoxide) and residual unconverted organic compounds, including methanol and / or oil, which can be flexibly changed only at a quantitative level of mass ( wt.%) and volume fractions (vol.%) of its components, temperature (Т from 380 to 570 ° C at the bottom of the well) and pressure from 23 MPa to 45 MPa.

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.After completion of the high-temperature thermochemical treatment of productive formations based on surface and / or borehole gasification of organic compounds and the corresponding completion of injection into the reservoir PAB No. II, the implementation of high-temperature thermochemical treatment of productive formations based on partial in-situ gasification of hydrocarbons by injection into the productive layer RAV No. II.A.

(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.(II.2.) The implementation of high-temperature thermochemical effects based on partial in-situ gasification of hydrocarbons (Fig. 11.). Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of at least 593 ° C, but, as a rule, to a temperature of not more than 500 ° C and transformed into supercritical water or ballast No. 2. 33. At the same time, organic compounds 35, mainly in the form of methanol, are supplied from the tank 34 to the organic enrichment unit 36 of the surface reforming reactor 37 of organic compounds from the tank 34. In block 36 and directly in the reforming reactor 37 of the organic compounds of ballast # 2. 33 is mixed with organic compounds 35 and thus BPA No. 2. B is formed. 42, which is then delivered to the bottom 10 of the well 11 through tubing 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.In parallel, an oxidizing agent or ballast No. 5 30 enters the sleeveless pipe 25 from the tank 29. During the ballast delivery process, the ballast No. 5 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the ballast temperature No. 5 rises and the density decreases, and thus, ballast No. 5 is transformed into BPA No. 5.A. 31, which is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide or air, but mainly in the form of hydrogen peroxide.

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).RAV No. II.A. 43 is formed at the bottom of the well due to the exothermic oxidation reaction of methanol contained in BPA No. 2.B in supercritical water in the presence of BPA No. 5.A, which results in the almost complete oxidation of methanol, preheating of BPA No. 2.B. and its enrichment with carbon dioxide, which means its transformation into PAB No. II.A. 43. Further, RAB No. II.A. injected into the reservoir 14 and used to impact the reservoir 14 by partial and short gasification of in situ hydrocarbons. The use of PAB No. II.A provides a high-temperature thermochemical effect on the reservoir based on partial in-situ gasification of any hydrocarbons contained in the reservoir, including low-permeability rock oil, bituminous oil and kerogen. Intra-layer gasification of hydrocarbons is used both for targeted in-situ generation of hydrogen and other gases, and to achieve a higher degree of permeability of the reservoir and a higher degree of re-energization of the reservoir through intensive in-situ generation of light hydrocarbons in liquid form, gaseous hydrocarbons C ₁ -C _4, as well as other gases: carbon dioxide (CO _2), carbon monoxide (CO) and hydrogen (H ₂₎ contained in the reservoir with supercritical standing. The gases mentioned above are synthetic gas (syngas).

Сгенерированные в продуктивном пласте легкие жидкие углеводороды, газообразные углеводороды С₁-С₄ 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.Light liquid hydrocarbons, C ₁ -C ₄ gaseous hydrocarbons and carbon dioxide (as well as carbon dioxide generated at the bottom of the well) generated in the reservoir are excellent hydrocarbon solvents that are in a supercritical state and reduce the viscosity and density of low-permeability oil and bituminous oil and the generated hydrogen additionally increases the degree of conversion of kerogen and bituminous oil to synthetic hydrocarbons - it intensifies the process of partial gorazhivaniya situ hydrocarbons (hydrocracking). Gases generated as a result of partial in-situ gasification of hydrocarbon hydrocarbons, in general, create a powerful fluid-pressure regime, which manifests itself in an increase in the in-situ pressure - additional reenergization of the reservoir, as well as leading to an increase in the permeability of the reservoir.

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.This effect on the reservoir is applied for a short time, mainly before the start of the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir and at the beginning of each new cycle of impact on the reservoir, starting from the second. Moreover, the intensity of the impact on the reservoir at the beginning of each new cycle and, excluding the first cycle, is always higher than the degree of intensity of the impact using RAB No. II.A before the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir, and this effect, in fact, is thermal hydro-carbonic fracture of the reservoir (TGURPP), since RAV No. II.A. has a high temperature (up to 800 ° C) and compositionally, mainly consists of water and carbon dioxide, thus being a pseudo-ultra-supercritical fluid. In the event of a lack of associated petroleum gas, partial in-situ gasification of hydrocarbons can also be used to increase the in-situ generation of syngas, which is an alternative and effective fuel for the ground-based ultra-supercritical water generator. Large hydrocarbon molecules transported along the fluid-conducting channels of the reservoir by a powerful fluid-pressure regime during the selection of molecularly modified and partially refined hydrocarbons, passing through the nanoscale inorganic / mineral matrix of the reservoir, also undergo partial mechanical crushing; long chains of hydrocarbons (for example, asphaltenes) are fragmented as a result of thermal and such mechanical effects - they become shorter and there are more of them. Also, the high-temperature thermochemical effect based on partial in-situ gasification of hydrocarbons in the claimed group of inventions is used to increase the degree of extraction of hydrocarbons from in-situ pores of the “inkwell” type, in which the unrecoverable liquid hydrocarbons contained in the in-situ pores of the “inkwell” type are transformed into the extracted synthesis gas, consisting mainly of hydrogen, methane, carbon dioxide and carbon monoxide kind of.

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.In addition to the application goals mentioned above, in-situ gasification of hydrocarbons is also used for gasification of fixed and non-recoverable heavy oil residues (In-Situ Residual Oil Gasification), as a result of which syngas is generated inside the formation, which can be used as fuel if it is extracted to the surface of the well for a surface generator of ultra-supercritical water or, if the syngas remains in the reservoir, it is used for in-situ partial refinement of hydrocarbons (hydro ringing) due to the utilization of hydrogen contained in the syngas, which is generated in the reservoir from heavy oil residues through their in-situ gasification. Moreover, in-situ gasification of heavy oil residues allows to increase the permeability of the reservoir by increasing the thickness of the fluid-conducting channels, - the transformation into mobile and recoverable syngas adsorbed on the inner surface of the fluid-conducting channels of stationary heavy oil residues, - large hydrocarbon molecules.

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.For the implementation of high-temperature thermochemical effects based on partial in-situ gasification of hydrocarbons in the claimed group of inventions, RAV No. II.A is used, which is finally formed at the bottom of the well in its sub-packer volume and has a temperature of up to 800 ° C. At the same time, the annulus of the well in the area of its sub-packer volume also warms up to a temperature of at least 600-650 ° C, which allows you to create such temperature conditions in the annulus of the well that in the presence of liquid hydrocarbons in this annulus of the well, the process of coking is carried out first and then carbonization. Provided that due to the presence of an abnormally high reservoir pressure in the reservoir, which in the claimed group of inventions is always 2-3 MPa higher than hydrostatic, annular fluid containing hydrocarbons under the influence of such an abnormally high annular pressure will always move in the annulus of the well in in one direction, from the bottom up and, thus, in the presence of high temperature in the annulus of the well, after a while, fluid conduction channels will clog in pipe space of the well by products of coke formation of hydrocarbons. Thus, the above-described processes of coking liquid hydrocarbons in the fluid-conducting channels of the annulus of a well under the action of high temperature from 600 ° C to 650 ° C and as a result of the use of PAB No. II.A. along with the use of a high-temperature annular space packer 16 (Fig. 11.) are used to form a reliable insulating shield in the annular borehole, which prevents inter-annular annular flows of in-situ fluids.

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.In the process of implementing high-temperature thermochemical effects based on partial in-situ gasification of hydrocarbons at a temperature of PAB No. II.A. equal to 750 ° C-800 ° C in nanoscale fluid-conducting channels, the process of in-situ high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of in-situ hydrocarbons, including kerogen, is also realized by producing nanoporous carbon structures inside the reservoir from hydrocarbons that precipitate and form nanoporous carbon on the inner surface of the fluid-conducting channels allowing fluids with minimal friction to increase by orders of magnitude the speed of their movement along such nanoscale fluid-conducting channels that generally leads to increased recovery factor increased and selection of high-tech volume of oil from the reservoir.

(III.) Осуществление воздействий на продуктивный пласт в режиме «Дополнительное воздействие» в рамках этапа «Основное воздействие».(III.) Implementation of impacts on the reservoir in the “Additional Impact” mode as part of the “Main Impact” phase.

(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).(III.1.) Implementation of thermo-catalytic effects (Fig. 12.). Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast No. 1. 21. In the process of delivering ballast No. 1 from the day surface of well 11 to its bottom 10 through tubing 12 at constant pressure, the temperature of ballast No. 1 decreases and the density increases and, therefore, ballast No. 1 is transformed into ballast No. 1.A. 22, which is pure water in a supercritical state (Т from 375 to 593 ° C and Р to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (ρ) - 146 kg / m ³ ).

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.At the same time, cold water saturated with nanoscale catalyst 45 (in molecular or ionic form) or ballast No. 4 enters from the tank 44 into the sleeveless pipe 25. 45. In the process of delivery of ballast # 4 from the surface of the well 11 to its bottom 10 through a sleeveless pipe 25 at constant pressure, the temperature of ballast # 4 rises and its density decreases and, therefore, ballast # 4 is transformed into ballast # 4. 46, which is pure water having a high temperature and in a subcritical or supercritical state, saturated with nanoscale catalysts.

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.RAV No. IV. 47 is formed at the bottom 10 of well 11 by mixing BPA No. 1.A and BPA No. 4.A. Next RAV No. IV. 47 is injected into the reservoir 14 to effect thermo-catalytic effects on the reservoir 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.Thermo-catalytic effects on the reservoir using RAV No. IV is part of the main impact on the reservoir using RAV No. II. The duration of thermocatalytic exposure is from several hours to several days. For the implementation of thermo-catalytic effects on the reservoir, RAV No. IV is used, which is a high-temperature or unsaturated colloidal solution containing a nanoscale catalyst with particle sizes of metals or their oxides, mainly having a size of 5 to 100 nm, or true - homogeneous solution, preferably containing a nanocatalyst into the molecular form molecules with dimensions <5 nm, e.g., iron acetylacetonate (C ₁₅ H ₂₁ FeO ₆₎ nanocatalyst or in ionic form, for example, copper ion having pa picometres measures 77 (pm / pm). Nanosized kerogen conversion catalysts used in the claimed group of inventions are mainly transition metal chlorides, for example, iron chlorides (FeCl ₂ , FeCl ₃ ), copper chlorides (CuCl, CuCl ₂ ), nickel chloride (NiCl ₂ ), etc., but mainly copper chloride (CuCl ₂ ) (added 03.02.2017). The choice of catalysts is very wide and depending on the characteristics of the reservoir (FES) and the hydrocarbons contained in it, they can be individually selected for each individual field or deposit.

Используемые в каталитическом воздействии на продуктивный пласт, катализаторы:Used in the catalytic effect on the reservoir, the catalysts:

- ускоряют инициацию внутрипластовых процессов молекулярной модификации углеводородов;- accelerate the initiation of in-situ processes of molecular modification of hydrocarbons;

- снижают энергетический порог активации этих процессов;- reduce the energy threshold of activation of these processes;

- повышают эффективность и полноту молекулярных преобразований, примерно, на 10-40%;- increase the efficiency and completeness of molecular transformations by about 10-40%;

- сокращают процессы преобразований углеводородов во времени;- reduce the processes of hydrocarbon transformations over time;

- примерно, на 10-60°C понижают температуру таких процессов молекулярной модификации/крекинга углеводородов в продуктивном пласте.- approximately, 10-60 ° C lower the temperature of such processes of molecular modification / cracking of hydrocarbons in the reservoir.

(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.(III.2.) Implementation of hydrogen-thermo-catalytic exposure using nanopropant (Fig. 13.). Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast No. 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.Next, ultra-supercritical water 21 or ballast No. 1 enters the oxidation reactor 48, where at the same time a saturated colloidal solution of cold water and microparticles, mainly aluminum and / or zinc, and / or iron, and / or a mixture of 50 are supplied from tank 49. B an oxidation reactor 48, an exothermic oxidation reaction of aluminum and / or zinc and / or iron and / or their mixture is carried out, as a result of which hydrogen and heat are released, and aluminum and / or zinc and / or iron particles are transformed into nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc and / or iron, and / or their mixtures and, thus, in the oxidation reactor 48 is formed BPA No. 1. B. 51, which is a pseudo-ultra-supercritical fluid consisting of ultra-supercritical water, hydrogen and saturated with nanoparticles of alumina and / or zinc and / or iron and / or a mixture thereof.

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.During the delivery of BPA No. 1. B from the surface of the well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of BPA No. 1. B decreases and the density increases, and thus, BPA No. 1. B is transformed into RAV No. I. 52 and is supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron, and / or mixtures thereof, which are both a catalyst in the form of nanoparticles and a nanopropant proppanting cracks and preventing compaction reservoir 14 during the selection of hydrocarbons from it. RAV No.I. B is injected into the reservoir 14 to effect a hydrogen-thermo-catalytic action using nanopropant on the reservoir 14. RAB No. I. B. It is used to carry out hydrogen-thermo-catalytic effects on the reservoir using nanopropant and is formed at the bottom of the well.

Водородно-термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта осуществляется для:Hydrogen-thermo-catalytic effect on the reservoir using nanopropant is carried out for:

- 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);- increase the efficiency and increase the degree of completeness of molecular modification of low-permeability rock oil, bituminous oil and kerogen to more valuable hydrocarbons with lower molecular weight due to the addition of hydrogen and nanoscale catalysts in the form of solid particles of metal oxides, mainly aluminum (Al ₂ O ₃ ), zinc (ZnO) and iron (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ );

- 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.- fixing nanoscale fluid-conducting channels of the reservoir by introducing solid nanoscale particles of metal oxides, mainly aluminum (Al ₂ O ₃ ), zinc (ZnO) and iron (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ ) into the reservoir, at the same time as a nanopropant proppanting nanoscale fluid-conducting channels and preventing their nanocompact.

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.As a result, natural fracturing intensifies and a new fracturing forms, which is fixed depending on the degree of intensity of the in-situ thermal explosions either by nanosized particles of aluminum oxide (high intensity of in-situ thermal explosions with the formation of ultra-wide macrocracks up to 1000 nm) or by nanosized particles of zinc oxide (low the intensity of in-situ thermal explosions with the formation of macrocracks moderate in width up to 200 nm). The presence of solid nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc oxide in nanoscale fluid-conducting channels prevents and slows down the nanocompacting of the productive formation during the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it (deenergization of the productive formation) in the flowing mode.

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.The duration of the hydrogen-thermo-catalytic effect on the reservoir using nanopropant in the form of, mainly, nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide is from several hours to several days. In addition to aluminum, zinc, and iron, cerium / cerium oxides, zirconium / zirconium oxides, tungsten / tungsten oxides, and a number of other metals can also be used to effect a hydrogen-catalytic effect on the reservoir using nanopropant. In the claimed method, the synthesis of nanoparticles of metal oxides (aluminum, zinc, iron, etc.) is carried out in an oxidation reactor of organic and inorganic compounds of the technological complex.

(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.(III.3.) The implementation of thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir. (Fig. 14.). Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast No. 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.Next, ultra-supercritical water 21 or ballast No. 1. 21. served in the mixer 63, where at the same time from the tank 64 is fed an oxidizing agent 65 or ballast No. 5. 65. Then, ultra-supercritical water 21 saturated with oxidizing agent 65 or pseudo-ultra-supercritical fluid 68 from mixer 63 is supplied to oxidation reactor 48. At the same time, oil or methanol, or a mixture of oil and methanol 67, is fed from oxidation reactor 48 from tank 69. B as a result of the implementation in the oxidation reactor 48 of the exothermic oxidation reaction of oil or methanol, or a mixture of oil and methanol 67 in pseudo-ultra-supercritical fluid 68, BPA No. 1 is formed. 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.In the process of delivery of BPA No. 1. B. 70 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of the BPA No. 1.B. 70 decreases, and the density increases and, thus, BPA No. 1.B. 70 is transformed into PAB No. I.G. 71 and is supercritical water saturated with carbon dioxide and residual oil or methanol or a mixture of residual oil and methanol or a pseudo-supercritical fluid consisting of water, carbon dioxide and residual oil or methanol, or a mixture of residual oil and residual methanol 71 RAV No. I.G. 71 is injected into the reservoir 14 for the implementation of hydrogen-thermo-catalytic effects using nanopropant on the reservoir 14. RAV No. I. G. 71 is used to carry out thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir.

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.After injection of RAV No. II or RAV No. II.A, or other additional influences mentioned above, is injected into the reservoir, the selection process (stage IV.) Of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir through the zones of the reservoir with altered permeability well flowing mode with additional refinement of the selected hydrocarbons in the tubing placed in the well during the delivery of hydrocarbons selected from the reservoir from the bottom of the well on its surface.

(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:(IV.) The selection of hydrocarbons from the reservoir in a gushing mode is the same effect on the reservoir, such as, for example, injecting the RAB used in the claimed method of the claimed invention. During the injection of RAV into the reservoir, the reservoir is energized, and during the selection of hydrocarbons from the reservoir in the gushing mode, the process of deenergization is carried out. However, in both the first and second cases, multidirectional processes are carried out in the reservoir, associated with an increase and decrease in the permeability of the reservoir. The only difference is that in the process of injecting RAB into the reservoir, the dominant process is the process of increasing the permeability of the reservoir, while the process of decreasing the permeability is a subordinate process, while the permeability at the micro and mesoscale levels decreases, and at the macro level the permeability of the reservoir increases. In the process of selection of hydrocarbons from the reservoir in the flowing mode, the process of reducing permeability due to the compaction of the reservoir, mainly in the zones of connected / open fluid-conducting channels, by decreasing their thickness, is dominant, and the process of increasing permeability is subordinate and at the same time, permeability decreases mainly , at the macro level, while its increase occurs, on the contrary, at the micro and mesoscale, mainly due to an increase in the volume of ny and the formation of new unconnected / isolated micro and mesoscale fluid-conducting channels / pores. In any case, the process of compaction of the reservoir is associated with a decrease in pressure in nanoscale fluid-conducting channels, including natural fractures, and is a negative phenomenon. One of the distinguishing features of the claimed method is that to prevent its compaction, two main technological methods are used:

- 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;- injection of a nanopropant (catalytic nanopropant) in the form of nanoparticles, mainly alumina and / or zinc oxide and / or iron oxide, and / or their mixture to wedge nanoscale fluid-conducting, into the reservoir, comprising RAB No. III.A and RAV No. IB channels

- 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.- termination of the selection of hydrocarbons from the reservoir at a time when the in-situ pressure of the reservoir will be reduced to the level of its excess over hydrostatic pressure by 2-3 MPa.

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.For example, the productive layer of the Bazhenov formation is located at a depth of 3000 meters. Hydrostatic pressure is approximately 30 MPa. As a result of the impact on the reservoir by the claimed method and its energization, the in-situ pressure of the reservoir in the in-situ retort was increased to 45 MPa. The process of hydrocarbon selection from the in-situ retort of the reservoir is completed when the well continues to gush, but the in-situ pressure in the in-situ retort of the reservoir has decreased, for example, to 32 MPa. This approach, used in the implementation of the claimed method, allows to prevent the total compaction of the reservoir, its energy depletion and, as a result, a catastrophic decrease in its permeability to a level below the level of natural permeability in the presence of an abnormally high reservoir pressure, characteristic of productive formations of the Bazhenov formation and, which is a consequence of in-situ generation of hydrocarbons from kerogen during catagenesis, low natural permeability of the productive layer one hundred and, as a result, retention of a significant amount of both liquid and gaseous hydrocarbons by the reservoir itself.

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.It is very significant that when implementing the inventive method, the process of partial refinement of hydrocarbons does not end after the molecularly modified and partially enriched hydrocarbons within the reservoir have left the reservoir. The process of their further additional partial refinement continues also during their delivery from the bottom of the well to its day surface through the product pipeline of the well configuration “pipe in pipe”. In this case, the borehole pipe-in-pipe configuration - tubing with a coaxially sleeveless pipe inside is a tubular flow reactor with a length of 100 to 4000 meters, in which additional partial refinement of selected hydrocarbons in supercritical water in the presence of hydrogen continues to be carried out, carbon dioxide, hydrocarbon solvents and nanoscale catalysts in molecular or ionic form.

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:The continuation of the partial refinement of the molecularly modified hydrocarbons selected from the reservoir and partially hydrocarbonized in the reservoir in supercritical water, an aqueous supercritical fluid, or a pseudo-supercritical fluid is realized by:

- крекинга углеводородов в сверхкритической воде;- cracking of hydrocarbons in supercritical water;

- каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде в присутствии наноразмерных катализаторов, преимущественно, в молекулярной и ионной форме;- catalytic cracking of hydrocarbons in supercritical water in the presence of nanoscale catalysts, mainly in molecular and ionic form;

- 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.- hydrocracking of hydrocarbons in supercritical water in the presence of hydrogen, as well as in the presence of carbon dioxide and hydrocarbon solvents in the well in the tubing during delivery, subjected to additional partial refinement of hydrocarbons from the bottom of the well to its day surface by tubing using RAB No. IA, RAV No. IB, PAB No.I. and RAV No. IV, which are delivered to the bottom of the well through a sleeveless pipe.

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.To carry out an additional partial refinement of the hydrocarbons taken from the reservoir and delivered from the bottom of the well to its day surface, four types of RAB and, accordingly, four actions are used, the result of which is an additional irreversible decrease in the density and viscosity exposed to the hydrocarbons, and a decrease in the concentration of sulfur heteroatoms in them , nitrogen, nickel and vanadium, as well as the suppression of the polymerization of asphaltenes - coke formation.

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.Injection of the above RAV into the tubing (flow reactor of tubular type) and / or into the under-packer zone of the well at the bottom of the well can be carried out in two modes: in the mode of continuous RAV injection and in the mode of pulsed / periodic injection of RAV.

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.The method described above for partial refinement of hydrocarbons taken from a production reservoir and delivered from the bottom of the well to its day surface can be used separately and independently without the obligatory preliminary thermal and / or thermochemical effect on the reservoir, for example, without using the declared thermal or thermochemical effect on the reservoir . Without thermal and / or thermochemical effects on the reservoir, partial refinement of the hydrocarbons taken from the reservoir and delivered from the bottom of the well to its day surface can be carried out during production, for example, of deep-seated natural bitumen and heavy oils that independently leave the reservoir due to the presence in the reservoir formation of high temperature, temporarily / reversibly reducing the viscosity of heavy hydrocarbons and providing them with some mobility and pressure, like m minimum is exceeding in amount to the hydrostatic pressure.

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.A tubular flow-through reactor, as part of the technological complex, can also be installed in a well from which hydrocarbons are not taken, for one reason or another,. A tubular-type flow reactor installed in such a well is used in the claimed group of inventions for additional partial refinement of hydrocarbons taken from neighboring producing wells.

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.The use of refinement of hydrocarbons taken from the reservoir and delivered from the bottom of the well to its day surface has another positive aspect, which is that as a result of additional heating, the density of the delivered and partially elevated pseudo-fluid in the supercritical or subcritical state decreases , and the volume increases so that, ultimately, lowers the hydrostatic backpressure in the tubing, which in general, can be regarded as the implementation of controlled depression on the reservoir, and this increases the efficiency of the selection of hydrocarbons and in essence is similar to the use of airlift in the selection of hydrocarbons.

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.In the process of using PAB No. II and as a result of partial gasification of in situ hydrocarbons in the reservoir, molecular, but mainly atomic / active hydrogen is formed, some of which does not manage to be utilized in the reservoir itself and leaves the reservoir in the composition of molecularly modified and partially refined hydrocarbons; the process of hydrogenation / hydrogenation of hydrocarbons continues outside the reservoir, - in the well, in the tubing.

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).In the process of additional partial refinement of hydrocarbons selected from the reservoir, molecularly modified or not molecularly modified, partially refined in the reservoir, or partially not refined in the reservoir, it is carried out not in the nanoporous / nanopaque mineral matrix of the reservoir, but in a tubing through a flow tube reactor . In this case, the catalyst particle size factor ceases to play a significant role and, therefore, in the case of additional partial refinement of the hydrocarbons selected from the reservoir, hydrocarbon conversion catalysts can be used in the tubing not only in molecular and ionic form, but also in nanoscale form (nm ) or even micro-sized (microns) particles of metals, metal oxides, metal salts, etc., for example, molybdenum disulfide (MoS ₂ ), which can also be used in combination, for example , with alumina (Al ₂ O ₃ ) or cadmium sulfide (CdS) to increase the catalytic activity and the rate of hydrogen generation for hydrocracking (hydrogenation / hydrogenation of hydrocarbons).

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.Supercritical water can be delivered through a sleeveless pipe to the bottom of the well, which is the ballast No. 1 closer to the day surface of the well. (ultra-supercritical water), and after delivery to the bottom of the well, it is transformed into RAV No. IA, the temperature of which is almost close to ultra-supercritical water, which has a temperature of up to 593 ° C. In this case, the temperature difference between the surface temperature of the sleeveless pipe and the temperature of the pseudo-supercritical fluid selected in the tubing taken from the reservoir is from 150 to 200 ° C. And this phenomenon is the reason that bubbles form on the entire outer surface of the sleeveless pipe, located coaxially inside the tubing. Since the pseudo-supercritical fluid taken from the reservoir is under pressure, the bubbles formed as a result of a significant difference in temperature and boiling of the pseudo-supercritical fluid on the surface of the coupling pipe, the bubbles self-destruct with time, generating multidirectional blast waves, and at the same time pseudo-supercritical fluid forms multiple short-term local foci of a pseudo-ultracritical fluid having a temperature sufficient to effect -particle gasification of organic compounds in the particular case in tubing, which, again, in this particular case are also operably flow tubular reactor the partial gasification of organic compounds. As a result of this process of partial gasification of organic compounds in the tubing, gases are formed, including hydrogen, which is spent on the process of hydrocracking of hydrocarbons in a pseudo-supercritical fluid in the tubing. In the case of maintaining constant pressure in the tubing with increasing temperature and saturation, selected from the reservoir of pseudo-supercritical fluid, with syngas (H ₂ , CO ₂ , CH ₄ and CO), its density decreases and, thus, the efficiency of the process of selection of hydrocarbons from the reservoir and their delivery from the bottom of the well to the surface increases, and heat transport losses due to the presence of the above gases in the pseudo-supercritical fluid are reduced.

(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).(IV.1.) Implementation of the impact during the implementation of the stage "Selection of hydrocarbons from the reservoir in the mode of flowing wells with their additional partial refinement" (Fig. 15.). Hydrocarbons 53 from the reservoir 14 enter the bottom 10 of the well 11 and then into the tubing. At the same time, one of the working agents of impact (RAV No. IA, RAV No. IB, RAV No. II., RAV No. IV. And RAV No. I.G.) 54 enters one of the bottom 10 of well 11 along the sleeveless pipe 25; 54 the lower section of the sleeveless pipe 25 located above the lower cut of tubing 12 by 500 meters. Next, one of the four working agents 54 in the tubing zone 55 is mixed with hydrocarbons 53 and, thus, a pseudo-supercritical fluid 56 is formed, which, during its delivery to the day surface of the bore 11 via tubing 12, undergoes additional partial refinement. The sleeveless pipe 25 can be equipped with an ejector (not shown in FIG.) To intensify the process of mixing working agents 54 with hydrocarbons 53 and to absorb hydrocarbons 53 in the tubing 12. Also, to enhance the process of lifting hydrocarbons 53 from the bottom 10 of well 11, the airlift is used in the claimed group, which is implemented through the use of RAB saturated with gases, namely: RAB No. I.G. (saturated with CO ₂ ), PAB No. IB (saturated with H ₂ ) and PAB II. (saturated with H ₂ , CO ₂ , CH ₄ and CO).

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».The temperature of hydrocarbons 53 leaving the reservoir 14 is typically between 450 and 350 ° C. The temperature entering the bottom 10 of the well 11 RAV 54, is from 600 to 550 ° C. After 12 hydrocarbons 53 are mixed with RAB 54 in the tubing, the temperature of the formed pseudo-supercritical fluid 56 is from 500 to 450 ° C and is sufficient for the partial refinement of hydrocarbons 53 (cracking in supercritical water, hydrocracking in supercritical water or catalytic cracking in supercritical water) ) It should be borne in mind that the temperature of PAB 54 on the day surface of the well 11 when they (PAB 54) enters the coupling pipe 25 reaches a temperature of 650-700 ° C and, thus, the coupling pipe 25 is also a heating element that supports the high temperature of the pseudo-supercritical fluid 56 throughout its delivery to the day surface of the well 11. The gap between the tubing 12 and the sleeveless pipe 25 is not more than 12-15 mm, which provides a sufficiently high efficiency of additional tional supporting heating pseudo supercritical fluid 56 during its movement in the annulus between the tubing and clutchless pipe 25 that performs the role of the heater in a flow tube type reactor is a tubular configuration how "pipe in pipe".

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.In the reservoir and in addition in the flow tube reactor - tubing with a sleeveless pipe coaxially located in them, processes are carried out as a result of which volume nanoscale regions with a temperature of up to 1000 ° C and a pressure of more than 100 MPa are formed for a short time. Such thermobaric characteristics of a hydrothermal (pseudo-ultra-supercritical fluid) medium are necessary and sufficient conditions for both partial gasification of hydrocarbons in the tubing and synthesis of nanodiamonds from hydrocarbons.

Процессами, в результате осуществления которых в продуктивном пласте синтезируются наноалмазы, являются:The processes, as a result of which nanodiamonds are synthesized in the reservoir, are:

- 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;- autofluid fractures of closed pores of the reservoir as a result of the thermal expansion of the hydrocarbons contained in them and / or the generation of synthetic hydrocarbons from the kerogen and bituminous oil contained in them, which is also accompanied by an increase in the volume of kerogen and bituminous oil itself;

- 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;- the occurrence and collapse of cavitation bubbles during the phase transition of fluid from a supercritical state to a subcritical state and vice versa, during which shock waves are generated that also destroy the walls of the fluid-conducting channels and, thus, increase the permeability of the reservoir;

- 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.- thermal nano-explosions in the fluid-conducting channels of the reservoir, which is a nanoscale mineral matrix. It is also necessary to take into account that the residual unconverted methanol in the course of oxidation and gasification reactions is introduced into the reservoir, in the process of exposure to RAB No. I.B and No. II, and its presence in the reservoir catalyzes the process of in-situ synthesis of nanodiamonds. The process by which nanodiamonds are synthesized in a flow-through tube reactor is the formation of cavitation bubbles on a sleeveless pipe and their collapse, resulting in the formation of numerous shock waves superimposed on one another and colliding with one another, resulting in numerous nanoscale volumes and huge pressures and high temperatures are developing at the nanoscale. To increase the efficiency of this process, the clutchless pipe of the flow-through tubular reactor is equipped with nozzles that reduce the cross-sectional area formed by the inner surface of the tubing and the outer surface of the clutchless pipe, and behind the narrowing zones along the direction of the pseudo-supercritical fluid, these nozzles form cavitation zones filled with mobile cavitation bubbles. Moreover, in the case of the transition of a pseudo-supercritical fluid into a pseudo-subcritical fluid in a flow tube reactor, nanodiamonds in a flow tube reactor are also synthesized due to the implementation of such a phase transition during which numerous cavitation bubbles form and collapse. To increase the efficiency of the synthesis of nanodiamonds in a flow-through tube reactor, BPA No. 2 B, which is a pseudo-supercritical fluid consisting of water and methanol, individually in a supercritical state, is additionally periodically introduced via tubing into it.

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.In the claimed group of inventions, periodic cleaning of the flow-through tubular reactor from precipitating asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO) deposited on the inner and outer surfaces of the tubing is also carried out. Such cleaning of a flow-through tubular reactor from ASPO is carried out during the selection of hydrocarbons from the reservoir in the regime of well flowing with their additional partial refinement (Fig. 15), for which RAV No. I..A is constantly supplied to the bottom 10 of the well 11 through the sleeveless pipe 25. 54 and the lower section of the sleeveless pipe 25 is located above the lower section of the tubing 12 by 500 meters. At the same time, the ratio of the borehole 11 fed to the bottom 10 through a sleeveless pipe 25 RAB No. I.A. in relation to the hydrocarbons taken from the reservoir, it is, as a rule, 50 to 1, - fifty parts of PAB No. I.A. and one part of hydrocarbons taken from the reservoir. Thus, for purification of a flow tube reactor from ASPO, the claimed group of inventions uses a low-saturated hydrocarbon pseudo-supercritical fluid, mainly more than 95-97%, consisting of water in a supercritical state.

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.Each new cycle of impact on the reservoir, starting from the second cycle, begins with the intensive restoration and increase of partially lost permeability of the reservoir during its deenergization - selection of molecularly modified and partially refined hydrocarbons from it in the flowing mode of the well with their additional active partial refinement in the tubing in the well during the delivery of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons selected from the reservoir on the day surface of the well. For this, a high-temperature thermochemical effect is used on the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons using PAB No. II.A, which has a temperature of up to 800 ° C, which causes instant thermal shock to the reservoir and the processes of explosive growth in the volume of in-situ fluids and explosive in-situ generation of various gases, including H ₂ . These processes, in turn, result in an instant expansion of the nanoscale fluid-conducting channels of the volumetric and combined fluid-conducting systems, accompanied by the restoration and increase in the permeability of the reservoir. Thus, before each new cycle of impact on the reservoir, starting from the second cycle of impact on the reservoir, the reservoir is pre-prepared by using RAB No. II.A to restore the permeability of the reservoir through partial explosive in-situ gasification of hydrocarbons and explosive heating of some parts of in situ fluids.

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.).So, for example, after completion of the process of deenergizing the reservoir, the temperature of the in-situ fluids, for example, water, in it is 400 ° C at an in-situ pressure of 32 MPa and has a density of 422.49 kg / m ³ (Fig. 18.). When PAB No. II.A pseudo-ultra-supercritical fluid is introduced into the reservoir, it has a temperature of 800 ° C, the temperature of in-situ water rises to 600 ° C with a pressure increase of up to 40 MPa. In this case, the density of in-situ water in the ultra-supercritical state decreases to 123.62 kg / m ³ , and the volume, accordingly, increases by 3.41 times, which leads to the organization of a huge number of explosive auto-fluid fractures in the reservoir and the pressure regime increases. As in the case of the formation of a high-temperature in-situ retort, the in-situ event described above, aimed at restoring and increasing the permeability of the reservoir at the beginning of each new cycle of impact on the reservoir with the exception of the first cycle, becomes possible due to the low permeability of the reservoir, low fluid throughput nanoscale fluid-conducting channels that interferes with injected RAV will instantly spread Xia further deep into the producing formation. An essential role in this in-situ event is played by the low-permeability “shell” of the core of the in-situ retort, which was formed during the first cycle of action on the reservoir. The sequence of operations that implements the claimed method is additionally presented in table No. 3. Moreover, as follows from table No. 3, the sequence of operations: low-temperature thermochemical effect (I.1.), Low-temperature thermochemocatalytic effect with nanopropant (I.2.), Acid thermochemical effect (I.3.), Thermal effect (I.4 .), in-situ thermal explosions (I.5.), high-temperature thermochemical effects based on surface and / or downhole gasification of organic compounds (II.1.), high-temperature thermochemical effects based on partial in-situ gasification of carbohydrate childbirth (II.2.), thermo-catalytic action (III.1.), hydrogen-thermo-catalytic effect using nanopropant (III.2.) and thermo-hydro carbonic effect (III.3.) is implemented in the strict manner presented above sequence only during the implementation of the first cycle of impact on the reservoir. But to increase the degree of re-energization of the reservoir, the first cycle of exposure can be completed by re-using high-temperature thermochemical treatment based on partial in-situ gasification of hydrocarbons (II.2.) Followed by the selection of hydrocarbons from the reservoir in the flowing mode of the well with additional partial refinement of the selected hydrocarbons ( 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.The method and technological complex described above are especially effective when working on productive formations occurring at a depth of 2200 to 5000 meters. However, they can also be used in the development of productive formations lying at a depth of 50 to 2200 meters. For the development of such layers, it is necessary to observe some of the features listed below and which do not change, but only detail the essence of the solutions disclosed above.

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.A common feature of productive oil-kerogen-containing formations located at a depth of less than 2200 meters is that the kerogen contained in them is less mature and to a greater extent retained its oil-generating potential. So, in particular, according to available estimates, the generation of petroleum hydrocarbons by the end of the main phase of oil formation, for example, in the Domanik suite (occurrence depth 1500-1600 meters) reaches 18-19% of the initial mass of organic matter / kerogen, and in the Bazhenov and Kuma suites folded by typical sapropel material - about 26-30% of the original organic matter. It follows that for the in-situ generation of synthetic hydrocarbons from a less mature kerogen, for example, the Domanik suite, specific heat will be required, and the final pyrolysis temperature for it will be higher than for the kerogen of the Bazhenov suite, but, at the same time, it is specific from kerogen more synthetic hydrocarbons will be generated in the Domanik Formation than from the kerogen of the Bazhenov Formation.

Отличительной особенностью осуществления воздействий на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты, залегаемые на глубине менее 2200 метров, являются два эффекта:A distinctive feature of the impact on oil-kerogen-containing productive formations occurring at a depth of less than 2200 meters are two effects:

- эффект «перехода флюида через точку критического давления при температуре выше критической»; и- the effect of "fluid transition through a critical pressure point at a temperature above critical"; and

- эффект «перехода флюида через точку критической температуры при докритическом давлении».- the effect of "fluid transition through the critical temperature point at subcritical pressure".

В данном конкретном описании под термином «флюид» понимается:In this specific description, the term "fluid" means:

- вода в докритическом состоянии;- water in a subcritical state;

- псевдо-докритический флюид;- pseudo-subcritical fluid;

- вода в ультра-сверхкритическом состоянии и/или вода в сверхкритическом состоянии;- water in an ultra-supercritical state and / or water in a supercritical state;

- псевдо-ультра-сверхкритический флюид и/или псевдо-сверхкритический флюид.- pseudo-ultra-supercritical fluid and / or pseudo-supercritical fluid.

Для псевдо-флюидов критическая точка давления (Р_крит), 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 (Т_крит), 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) Т_крит уменьшается, а Р_крит возрастает, а при насыщении воды хлоридом натрия (NaCl) Т_крит возрастает при одновременном увеличении Р_крит. Так как Т_крит и Р_крит 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.For pseudo-fluids, the critical pressure point (P _crit ), which for pure water is 22.064 MPa, can be shifted, and thus, the critical pressure for pseudo-fluids can be either lower or higher than the critical pressure point for pure water. For pseudo-fluids, the critical temperature point (T _crit ), which for pure water is 373.95 ° C, can also be shifted, and thus the critical temperature for pseudo-fluids can be either lower or higher than the critical temperature point for pure water. So, for example, when water is saturated with carbon dioxide (CO ₂ ), T _crit decreases, and P _crit increases, and when water is saturated with sodium chloride (NaCl), T _crit increases while P _crit increases. Since T _crit and P _{crit of} pseudo-fluids depend on the composition of pseudo-fluids and the concentration of various substances in them, the effects mentioned above are explained with pure water (PAB No. IA) and their essence is as follows.

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.For example, a productive layer of oil shale gum lies at a depth of 900 meters. The in-situ pressure is slightly higher than hydrostatic and amounts to 10 MPa. The permeability of the reservoir is low and allows, at the appropriate rate and volume of injection into the reservoir RAB No. IA, to form a high-temperature in-situ retort in the reservoir with the following characteristics in the core of the in-situ retort: T = 450 ° C, P = 45 MPa and density (ρ) RAV No. IA = 343.02 kg / m ³ .

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 Т_крит. 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.When molecularly modified and partially enriched hydrocarbons are selected from the reservoir, the pressure inside the reservoir in the near-fractured zones decreases from 45 MPa to 15 MPa, and the temperature of PAB No. IA also decreases from 450 ° C to 400 ° C, but remains above T _crit . In this case, the density (ρ) of PAB No. IA decreases to 63.81 kg / m ³ , and the volume of PAB No. IA, respectively, increases 5.37 times (Table 4.). Table 4 shows the dynamics of an increase in the volume of fluid sampled from the reservoir and a decrease in its density (using pure water as an example) with a significant decrease in the fluid pressure from 45 MPa to 15 MPa and a slight decrease in the fluid temperature from 450 ° C to 400 ° C. From table 4 it follows that the pressure mode of fluid displacement from the reservoir is constantly present and growing, starting from the moment of the beginning of fluid selection from the reservoir to its completion, thereby ensuring effective selection of fluid from the reservoir in the flowing mode of the well, provided that critical compaction is not allowed productive formation.

Таким образом, суть рассматриваемого эффекта заключается в относительно резком и значительном уменьшении плотности РАВ и увеличении его объема при переходе через Р_крит при незначительном понижении его температуры, но не ниже Т_крит, 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 Р_крит при его температуре выше Т_крит» 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.Thus, the essence of the effect under consideration is a relatively sharp and significant decrease in the density of RAWs and an increase in its volume when passing through P _crit with a slight decrease in its temperature, but not lower than T _crit , which results in additional energization of the reservoir during the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons, as well as an additional increase in the permeability of the reservoir, mainly at the macro level, and in this case the “transition ode of fluid through P _crit at its temperature above T _crit ”outwardly resembles in-situ thermal explosions (PAB No. I.B), as well as an increase in CIN. So, with an increase in the volume of RAV No.IA by 5.37 times (see the example above), only due to this phenomenon, 81.37% of RAV No.IA should be exported from the reservoir

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 Т_крит 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.In the process of normalizing the reservoir (the time period after the completion of the selection of molecularly modified and partially refined hydrocarbons from the reservoir and the resumption of injection of working agents into the reservoir), the pressure in the “core” of the in-situ retort decreases, for example, from 15 MPa to 12 MPa, and also a decrease in the temperature of RAB No.IA remaining in the reservoir (18.63%) of the initial amount), for example, from 400 ° C to 310 ° C. The density of PAB No. IA increased to 669.5 kg / m ³ and its volume decreased by 10.49 times. Thus, the essence of the effect under consideration is an explosive increase in density and a decrease in the volume of fluid when it passes through T _crit at subcritical fluid pressure. (Table 5.). Table 5 shows the dynamics of a decrease in the volume of fluid sampled from a reservoir and an increase in its density (using pure water as an example) with a slight decrease in the fluid pressure from 15 MPa to 12 MPa and a relatively significant decrease in the fluid temperature from 400 ° C to 310 ° C. From table 5 it follows that as a result of this process, a significant void space is released in the reservoir, which is necessary for the successful injection of RAB into the reservoir during the implementation of the next cycle of exposure to the reservoir.

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.As a result of this effect, the remaining RAV No. IA in the reservoir is only 9.53% of the total “void” space of the reservoir (open pores / fluid channels), and 90.46% of the volume of the open pore space and fluid channels of the reservoir nanopropant and gaseous fluid. Such a “void” space of the reservoir during the next cycle of exposure to it is easily and quickly filled with RAB injected into the reservoir, which significantly increases the efficiency of the claimed method when it is used in reservoirs located at a depth of less than 2200 meters. The process of active compaction of the reservoir during the implementation of this effect will not be carried out, since the "void" space of the reservoir (open pores / fluid conduits) is filled with nanopropant and fluid in gaseous form, the pressure of which in the claimed invention always remains above hydrostatic pressure, at least , at 2-3 MPa.

Для использования заявленного способа на продуктивных пластах, залегаемых на глубине менее 2200 метров, несколько модифицируется и продуктопровод.To use the claimed method on productive formations, located at a depth of less than 2200 meters, the product pipeline is also slightly modified.

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 Р_крит. 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.The sleeveless pipe 25 in this case has a section perforated by the holes 61 in the lower part and a nozzle 58 in the lower part. (Fig. 16.A.). During the operation of the complex, component No. 1 of any of the RAV 59 enters the tubing 12. Component No. 2 of any of the RAV 60 enters a sleeveless pipe with perforation 57. In the sub-packer zone and mixing zone 61, the mixture of RAV 59 component 1 and component No. 2 RAB 60, as a result of which any RAB 62 is formed in the sub-packer and mixing zone 61. A nozzle (a nozzle located in the lower part of the tubing) is installed on the lower end of the sleeveless pipe 25 to reduce the cross-sectional area of the tubing 58. Coupling pipe and nozzle completely located inside tubing 1 2 and, due to their arrangement, the cross-sectional area of the tubing 12 decreases to the calculated value and inside the tubing 12 in that part located above the nozzle, an ultra-supercritical or supercritical aqueous medium or a pseudo-ultra-supercritical or pseudo-supercritical medium is formed, the pressure of which always above P _crit . Formed any RAV 62 is then injected into the reservoir 14 to carry out any of the effects. Further (Fig. 16.B.), the sleeveless pipe 25 lowers down to the bottom 10 of the well 11 and, thus, is removed from the tubing 12 to restore the cross-sectional area of the tubing.

Такая операция выполняется в следующих случаях:Such an operation is performed in the following cases:

- при использовании РАВ №I.A, I.B., II, III, и III.А;- when using PAB No. I.A, I.B., II, III, and III.A;

- после того, как в продуктивном пласте 14 сформирована, как минимум, сверхкритическая водная или псевдо-сверхкритическая среда;- after at least a supercritical aqueous or pseudo-supercritical medium is formed in the reservoir 14;

- при осуществлении отбора молекулярно модифицированных и частично измененных углеводородов из продуктивного пласта 14.- during the selection of molecularly modified and partially modified hydrocarbons from the reservoir 14.

V. Перевод нефтяной скважины в режим работы геотермальной скважины, - геотермальная декомиссия нефтяной скважины.V. Transfer of an oil well into the operating mode of a geothermal well - geothermal decommission of an oil well.

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.After the economically feasible selection from the reservoir or artificially formed in the reservoir reservoir of high-temperature in-situ retort of high-tech oil, the oil well is put into operation of the geothermal well of the concept “Enhanced Geothermal System” (EGS) and the process of geothermal decommission of the oil well begins during which part (up to 50 percent) of the enthalpy previously introduced into it is recovered from the high-temperature in-situ retort.

По сравнению с решениями - аналогами заявленная группа изобретений обладает следующими преимуществами, обеспечивающими получение указанного технического результата.Compared with solutions - analogues of the claimed group of inventions has the following advantages, providing the specified technical result.

В заявленной группе изобретений активно используется ультра-сверхкритический паровой/водный цикл с высокими термобарическими характеристиками (Т до 800°C при Р до 50 МПа).In the claimed group of inventions, an ultra-supercritical steam / water cycle with high thermobaric characteristics is actively used (T up to 800 ° C at P up to 50 MPa).

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:Used in the implementation of the method, the reheating of RAB No. II.A at the bottom of the well to a temperature of 700 to 800 ° C allows for short-term, but powerful in-situ partial gasification of hydrocarbons and at the same time ensure:

- мощную реэнергизацию продуктивного пласта;- powerful re-energization of the reservoir;

- увеличение проницаемости продуктивного пласта перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования с последующим их дополнительным частичным облагораживаем в НКТ;- increase the permeability of the reservoir before the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons in the flowing mode, followed by their additional partial refinement in the tubing;

- 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».- an increase in the in-situ generation of synthetic gas (H ₂ , CO ₂ , CO, and CH ₄ ), which, along with associated petroleum gas, is the fuel for the ground-based ultra-supercritical water generator. In this case, the subsequent use of PAB No. IB allows fixing the fracture with a nanopropant and a catalytic nanopropant, gradually forming a “catalytic belt / filter” in the near-wellbore for catalytic cracking of hydrocarbons taken from the reservoir into the well and passing through such a “catalytic belt / filter”.

Выделяемое в процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов тепло расходуется на дополнительный нагрев вмещающей горной породы и содержащихся в ней углеводородов.The heat released during the in-situ thermal explosions is spent on additional heating of the host rock and the hydrocarbons contained in it.

Тепловые взрывы превосходят по своей эффективности ГРП или многостадийный ГРП и исключают необходимость его опережающего применения для увеличения проницаемости продуктивных пластов на макроуровне.Thermal explosions are superior in their effectiveness to hydraulic fracturing or multistage hydraulic fracturing and exclude the need for its advanced application to increase the permeability of productive formations at the macro level.

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.In the claimed method for increasing the permeability of productive formations, in addition to thermal exposure, in-situ thermal explosions and the main thermochemical effect, including short-term in-situ partial gasification of hydrocarbons, acid thermochemical effect is also purposefully used due to the use of PAB No. 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).As a result of the effects provided for by the method on the reservoir, as well as the RAB used when implementing the method using the technological complex, synthetic hydrocarbons are generated from kerogen and the oil is refined with low permeability rocks and bituminous oil, which is expressed in an improvement in its quality (irreversible decrease in its viscosity and density ) due to the crushing of large hydrocarbon molecules (reduction in the degree of molecular blocking of nanoscale fluid-conducting channel o) on smaller ones, desulfurization of hydrocarbons, their demethalization and suppression of the polymerization of asphaltenes (coke formation).

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.A feature of the claimed group of inventions is also not only the process of gasification of organic compounds in supercritical water and the process of oxidation of organic compounds in supercritical water in the presence of an oxidizing agent, but also the continuation of the process of refinement of hydrocarbons already selected from the reservoir during their delivery from the bottom of the well to its daily tubing surface in a tubular type flow reactor formed in a tubing with a sleeveless pipe, as well as syngas generation and synth The formation of nanodiamonds carried out in the formed flow tube reactor.

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.Another feature of the claimed group of inventions is the targeted formation on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels of a nanoporous carbon coating, which allows fluids to move through them with minimal friction resistance and at a significantly higher speed.

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.The geothermal method of decompression of an oil well allows, through the generation of low cost geothermal thermal energy in the process of putting an oil well into operation, to practically compensate for the capital costs for well construction and the specific capital costs for manufacturing the Technological complex.

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.Thus, the use of the claimed group of inventions makes it possible to energize the reservoir and, by increasing its permeability, create a volumetric and integrated effective fluid-conducting system at the micro, meso and macro levels in the reservoir and achieve 45-55% oil recovery factor by re-energizing the reservoir and increasing its permeability, desorption of adsorbed hydrocarbons from the surface of fluid-conducting channels, decrease in the size of hydrocarbon molecules, as well as selection of molecularly modified and partially refined conjugated hydrocarbons through a zone with increased permeability altered blowout mode.

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).The use of the claimed group of inventions allows the rational use of natural resources due to the high oil recovery factor and the integrated involvement in the active development of the entire hydrocarbon potential of oil shale formations concentrated in low-permeability oil, bituminous oil (thermal bitumen and heavy oil) and in kerogen (synthetic hydrocarbons in liquid and gaseous form).

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.Using the claimed group of inventions allows to reduce viscosity and density - to partially refine, improve the quality of oil of low-permeability rocks and heavy oils, and also to generate high-quality synthetic hydrocarbons from thermal bitumen (bituminous oil) and kerogen inside the reservoir. Moreover, the process of partial refinement of the molecularly modified hydrocarbons selected from the reservoir continues in the tubing - in a flow tube reactor during the delivery of such hydrocarbons from the bottom of the well to its day surface.

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.The use of the claimed group of inventions can minimize the cost of hydrocarbon production by the thermochemical method and, thus, increase the economic efficiency of the production of natural bitumen, heavy oils, bituminous oil, low-permeability oil and synthetic hydrocarbons generated inside the kerogen reservoir.

В целом, заявленная группа изобретений обеспечивает эффективное комплексное воздействие на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты, залегаемые на глубине от 50 до 4000-5000 метров.In general, the claimed group of inventions provides an effective integrated effect on oil-kerogen-containing productive formations occurring at a depth of 50 to 4000-5000 meters.

Заявленная группа изобретений обеспечивыает повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет:The claimed group of inventions provides an increase in oil recovery ratio (CIN) due to:

- 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);- reducing the degree of molecular blockage of fluid-conducting channels due to the fragmentation of large hydrocarbon molecules into smaller ones, including when passing through a “catalytic belt / filter” (thermal cracking, cracking in SK water and hydrocracking and catalytic cracking in the presence of hydrogen or catalysts , - hydrogen donors);

- десорбции молекул углеводородов с внутренней поверхности флюидопроводящих каналов, в результате чего увеличивается их толщина и пропускная способность;- desorption of hydrocarbon molecules from the inner surface of the fluid-conducting channels, as a result of which their thickness and throughput increase;

- 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;- an irreversible decrease in the viscosity and density of bituminous oil, low-permeability rock oil and in-situ generation of high-quality synthetic oil from kerogen and bituminous oil, which have higher mobility compared to in-situ hydrocarbons in their natural state in a reservoir that has not been subjected to thermal and / or thermochemical exposure;

- внутрипластовой газификации углеводородов (примерно, 380 м³ и более углеводородных газов на тонну отобранной нефти);- in-situ gasification of hydrocarbons (approximately 380 m ³ or more hydrocarbon gases per tonne of selected oil);

- 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;- decrease in density and increase in the volume of hydrocarbon-containing fluid taken from the reservoir with a slight decrease in its temperature and a significant decrease in in-situ / inter-pore pressure. So, for example, at T = 450 ° C and P = 45 MPa, water has a density of 343 kg / m ³ ; at T = 420 ° C and P = 32 MPa, its density decreases to 246 kg / m ³ , and the volume increases by 1.39 times. Roughly the same thing happens with carbon dioxide, and with other fluids. So, for example, the density of CO ₂ at T = 450 ° C and P = 45 MPa is 304 kg / m ³ ; at T = 420 ° C and P = 32 MPa, the density decreases to 236 kg / m ³ and the volume increases by 1.28 times. Thus, in the process of selecting a hydrocarbon-containing fluid from the reservoir for the indicated reasons (a significant decrease in the pressure of the hydrocarbon-containing fluid with a slight decrease in its temperature), an in-situ displacing pressure mode is formed that additionally re-energizes the productive formation and, thus, additionally ensures the well flowing mode;

- увеличения межгранулярной проницаемости в результате действия органических кислот, сгенерированных из керогена в процессе его внутрипластового гидропиролиза; и, наконец,- an increase in intergranular permeability as a result of the action of organic acids generated from kerogen during its in-situ hydro-pyrolysis; and finally

- 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;- selection of hydrocarbon-containing fluid (high-tech oil) through the heated zones of the reservoir with improved increased permeability (cyclical effects from one well) and through nanofluid-conducting channels with nanoporous carbon coating;

- 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.- additional heating in the tubing with thermal insulation of the high-tech oil selected from the reservoir (increasing its mobility by reducing viscosity) during its additional partial refinement upon delivery from the bottom of the well to its day surface.

- отбора остаточной нефти в процессе гидротермальной декомиссии нефтяных скважин/высокотемпературных внутрипластовых реторт.- selection of residual oil in the process of hydrothermal decommission of oil wells / high-temperature in-situ retorts.

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.Despite the fact that the claimed group of inventions is described in the examples presented, various modifications are possible, including modifications to the configuration of product pipelines in the well, not contradicting the basic principles of the invention. Therefore, the present group of inventions should be construed as referring to any such modifications within the spirit of the invention.

Claims

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.1. A method of producing hydrocarbons from oil-kerogen-containing formations, including preparing working agents, injecting them through a product pipeline into a productive oil-kerogen-containing formation with the aim of high-temperature thermochemical treatment of the productive formation, followed by the selection of hydrocarbons from it in the flowing mode of the well and their delivery to the day surface through the product pipeline, the fact that before the high-temperature thermochemical impact on the reservoir is carried out recovery natural fracturing and natural fluid-conducting channels in the bottom-hole zone of the reservoir by low-temperature thermochemical treatment with a working agent followed by fixing the channels with a nanopropant as a result of low-temperature thermochemocatalytic treatment using a working agent, and also to increase the intergranular permeability in the bottom-hole zone of the well, the productive acid is exposed to the chemical-chemical bottom hole of the well using a working agent with p the following thermal effects on the reservoir and the conduct of in-situ thermal explosions in it, and after the main high-temperature thermochemical treatment and before the selection of hydrocarbons, the thermocatalytic effect on the reservoir for in-situ refinement of hydrocarbons is carried out, followed by hydrogen-thermocatalytic treatment on the reservoir using catalytic nanopropant increased molecular completeness modification of oil of low-permeability rocks, bituminous oil and kerogen into more valuable hydrocarbons and prevention of compaction of the reservoir by fixing the fluid-conducting channels of the reservoir with a nanopropant, then thermohydrocarbonic acid is applied to the reservoir with subsequent selection of modified and partially refined hydrocarbons on the surface of the pipeline and in the process of delivering hydrocarbons to the surface, they carry out an additional cha cal refinement by passing through the flow reactor is formed in the space between the production pipe string tubing and coaxially disposed therein clutchless pipe.

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).2. The method according to p. 1, characterized in that for carrying out low-temperature thermochemical treatment of the reservoir, a working agent is used in the form of saturated surfactant water having a temperature of not more than 150 ° C and a pressure of not more than 45 MPa (PAB No. 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).3. The method according to p. 1, characterized in that for carrying out a low-temperature thermochemical catalytic effect on the reservoir, a working agent is used in the form of water, into which a mixture of anionic surfactant and nanosized particles of metals and / or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe, is introduced) ₂ O ₃ and / or Fe ₃ O ₄ ), having a temperature of not more than 150 ° C and a pressure of not more than 45 MPa (PAB No. III.A).

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).4. The method according to p. 1, characterized in that for the conduct of acid thermochemical treatment of the reservoir, a working agent is used in the form of water saturated with acids or acid emulsions having a temperature of not more than 593 ° C and a pressure of not more than 45 MPa (PAB No. 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).5. The method according to p. 1, characterized in that for the thermal effect on the reservoir, a working agent is used in the form of water having a temperature of not more than 593 ° C and a pressure of not more than 45 MPa (PAB No. 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).6. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of thermal explosions in the reservoir, a working agent is used in the form of water saturated with an oxidizing agent and having a temperature of not more than 593 ° C and a pressure of not more than 45 MPa (PAB No. I. B).

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).7. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on ground and / or borehole gasification gasified in water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C, or in supercritical water organic compounds, mainly methanol and / or oil or a mixture of oil and methanol, use the working agent in the form of water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C, or in the form of supercritical water saturated with hydrogen, carbon dioxide, methane, carbon monoxide, as well as unconverted residual methanol, or oil, or a mixture of oil and methanol (PAB No. 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).8. The method according to p. 7, characterized in that RAV No. II additionally introduced catalysts for the reforming of organic compounds, for example, iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ ).

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.9. The method according to p. 7, characterized in that to increase the yield of hydrogen in water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C, or sodium hydroxide (NaOH) is added to supercritical water when preparing RAB No. II, or potassium carbonate (K ₂ CO ₃ ), or nickel (Ni) nanoparticles as a catalyst, or a mixture thereof.

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).10. The method according to p. 7, characterized in that in order to increase the yield of hydrogen, formic acid (CH ₂ O ₂ ).

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).11. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons, a working agent is used in the form of water in a supercritical state or water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C, saturated with carbon dioxide, as well as unconverted methanol, or oil, or a mixture of methanol and oil (PAB No. II.A).

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).12. The method according to p. 11, characterized in that RAB No. II.A further comprises catalysts for the reforming of organic compounds, for example, iron oxide nanoparticles (FeO, Fe ₂ O ₃ and Fe ₃ O ₄ ).

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).13. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of thermocatalytic effects on the reservoir, a working agent is used in the form of supercritical water saturated with nanoscale catalysts for the conversion of hydrocarbons, including nanoscale catalysts for the conversion of kerogen (RAV No. 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.14. The method according to p. 13, characterized in that the catalysts use nanoscale catalysts with particle sizes of metals, or their oxides, or metal salts, or transition metal chlorides from 5 to 100 nm.

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).15. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of the hydrogen-thermocatalytic effect on the reservoir, a working agent is used in the form of supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide or nanosized particles of cerium, zirconium, tungsten (PAB No. IB).

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).16. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of thermohydrocarbon dioxide exposure, a working agent is used in the form of supercritical water saturated with carbon dioxide and unconverted residual oil, or methanol, or a mixture of oil and methanol (PAB No. 1.G).

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.17. The method according to p. 1, characterized in that in the process of exposure to the reservoir, nanodiamonds are synthesized from hydrocarbons, for which a working agent is injected into the reservoir in the form of water in a supercritical state saturated with an oxidizing agent (PAB No. 1.B), and PAB No. II and bring the temperature in the local nano-volumes of the reservoir to 1000 ° C, and the pressure to 100-200 MPa.

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.18. The method according to p. 1, characterized in that the generation of syngas and synthesis of nanodiamonds is carried out in a flow tube reactor, for which a secondary working agent is introduced into it in the form of water saturated with methanol with a temperature from 500 ° C to 593 ° C at a pressure of up to 45 MPa ( BPA No. 2.B) or other suitable primary working agents, secondary working agents, or working exposure agents, bring the temperature to 1000 ° C and pressure to 100-200 MPa in the flow reactor in local nano-volumes, and equip the pipeless tubeless flow tube with nozzles, which mind nshayut sectional area formed by the inner surface of the tubing and the outer surface of the pipe clutchless.

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.19. The method according to p. 1, characterized in that the selection of hydrocarbons in the flowing mode of the well is stopped at the moment when the in-situ pressure of the reservoir exceeds the hydrostatic pressure by 2-3 MPa.

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).20. The method according to p. 1, characterized in that each cycle of exposure to the reservoir is completed, and each new cycle of exposure to the reservoir, except the first, is started by injecting into the reservoir the working agent of the impact in the form of water saturated with carbon dioxide with a temperature from 593 to 800 ° С and pressure up to 45 MPa (RAV No. II.A).

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.21. The method according to p. 20, characterized in that the intensity of the impact of RAB No. II.A on the reservoir at the beginning of each new cycle, excluding the first cycle, is always higher than the intensity of its impact on the reservoir at the end of the previous cycle.

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.22. The method according to p. 1, characterized in that for the implementation of intensive in-situ catalytic cracking of hydrocarbons, the near-wellbore volume of the reservoir is saturated with a catalytic nanopropant in the form of nanosized particles of metal oxides, mainly iron oxides.

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.23. The method according to p. 1, characterized in that to reduce the resistance to friction and to increase the speed of fluid movement in the near-wellbore volume of the reservoir along the nanoscale fluid-conducting channels on the inner surface of these nanoscale fluid-conducting channels, a nanoporous carbon coating is formed through the process of hydrothermal carbonization of hydrocarbons .

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.24. The method according to p. 1, characterized in that for the recovery of part of the thermal energy previously deposited in the reservoir for the formation of a high-temperature in-situ retort, after the completion of the operation of the oil well and the end of the selection of high-tech oil from the reservoir, the hydrothermal decompression of the oil is carried out wells, which consists in the injection into the reservoir of warm water with the subsequent selection of residual hydrocarbons and water in a supercritical state in the form of superheat steam, wet steam, or in the form of hot water.

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.25. Technological complex for the production of hydrocarbons from oil-bearing formations, including a surface water generator having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C, a product pipeline made in the form of a column of tubing insulated pipes placed in the well before its bottom, characterized the fact that a sleeveless pipe is installed coaxially and with a gap in the tubing string, while the technological complex is equipped with a water treatment unit connected to the generator inlet by the output and second mixers, the oxidation reactor, the reactor reforming of organic compounds with reactor enrichment unit with organic compounds, the capacity for surfactants, a container for a mixture of anionic surfactant and nanoscale metal particles and / or their oxides, preferably iron oxide (FeO, Fe ₂ O ₃ and / or Fe ₃ O ₄₎ with a capacity for cold water, a saturated acids or acidic emulsions capacitance oxidant capacity for organic compounds with capacity for cold water, a saturated nanoscale catalyst containers for methanol, oil or a mixture of oil and methanol, a container for a saturated colloidal solution of cold water and microparticles, mainly aluminum, and / or zinc, and / or iron, and / or a mixture thereof, and a container for methanol, oil or a mixture of oil and methanol, while the generator output can be connected directly to the tubing string, or to the first inputs of the first or second mixer, or the first input of the oxidation reactor, or the first input of the reforming reactor of organic compounds, the second input of the first mixer has the ability to connect with a container for surface-active substances or with a container for a mixture of anionic surfactants and nanosized particles of metals and / or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe ₂ O ₃ and / or Fe ₃ O ₄ ), and its output - tubing string, a sleeveless pipe has the ability to connect with a tank for cold water saturated with acids or acid emulsions, or with a tank for oxidizer, or with a tank for cold water saturated with a nanoscale catalyst, the tank for organic compounds is connected to Ohms enrichment with organic compounds of the surface organic reforming reactor, the output of which can be connected to the tubing string, the second inlet of the oxidation reactor is connected to a container for a saturated colloidal solution of cold water and microparticles, mainly aluminum, and / or zinc, and / or iron and / or mixtures thereof, and the output of the oxidation reactor has the ability to connect to the tubing string, the second input of the second mixer is connected to the oxidizer tank, and its output and it can be connected to the first input of the oxidation reactor, to the second input of which it is possible to connect a tank for methanol, oil or a mixture of oil and methanol.

26. Технологический комплекс по п. 25, отличающийся тем, что безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб с возможностью извлечения.26. The technological complex according to claim 25, characterized in that the sleeveless pipe is located in the tubing string with the possibility of extraction.

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.27. The technological complex according to claim 25, characterized in that the sleeveless pipe is located in the tubing string so that its lower cut is higher than the lower cut of the tubing string.

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.28. The technological complex according to claim 25, characterized in that the sleeveless pipe is located in the tubing string in such a way that its lower cut is at the same level as the lower cut of the tubing string.

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.29. The technological complex according to claim 25, characterized in that the sleeveless pipe is located in the tubing string in such a way that its lower cut is lower than the lower cut of the tubing string.

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.30. The technological complex according to claim 25, characterized in that the tubing string installed in the well and the sleeveless pipe located therein form a tubular flow reactor.

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.31. The technological complex according to claim 25, characterized in that the surface water generator having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C has a power of 0.5 to 50 MW and consists of heat generating modules, each of which has unit thermal power from 0.5 to 5 MW.