RU2726703C1 - Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof - Google Patents
Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2726703C1 RU2726703C1 RU2019130320A RU2019130320A RU2726703C1 RU 2726703 C1 RU2726703 C1 RU 2726703C1 RU 2019130320 A RU2019130320 A RU 2019130320A RU 2019130320 A RU2019130320 A RU 2019130320A RU 2726703 C1 RU2726703 C1 RU 2726703C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- oil
- hydrocarbons
- mpa
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
- E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов сланцевых формаций без использования гидравлического разрыва пласта (ГРП), а также для добычи природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей.The group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used to improve the efficiency of hydrocarbon production from oil-kerogen-containing formations of shale formations without the use of hydraulic fracturing, as well as for the production of natural bitumen, heavy and high-viscosity oils.
Установлено, что наибольшие стратегически значимые углеводородные запасы России сосредоточены в баженовской и доманиковой свитах. Работы по их освоению были начаты российскими нефтедобывающими компаниями несколько лет назад. Они заключались, в основном, в адаптации североамериканских добычных «сланцевых» технологий и существенных положительных результатов не принесли.It has been established that the largest strategically significant hydrocarbon reserves of Russia are concentrated in the Bazhenov and Domanik formations. The works on their development were started by Russian oil companies several years ago. They consisted mainly in the adaptation of North American mining "shale" technologies and did not bring significant positive results.
Специалистам известно, что североамериканские добычные «сланцевые» технологии - это доведенные до совершенства (1) технологии бурения длинноствольных горизонтальных скважин с протяженностью их горизонтального участка, зачастую, более 3000 метров с последующим (2) мультистадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) в таких скважинах - до 50 стадий на участке протяженностью 3000 метров.Experts know that North American shale production technologies are perfected (1) technologies for drilling long-bore horizontal wells with a length of their horizontal section, often more than 3000 meters, followed by (2) multi-stage hydraulic fracturing (MSHF) in such wells - up to 50 stages on an area of 3000 meters.
Относительный успех их применения, например, в США на нефтеносных сланцевых формациях Баккен/Три Форкс, Игл Форд, Пермский бассейн или в Аргентине на нефтеносном сланцевом плее Вака Муэрта («Дохлая корова») обусловлен тем, что при относительно невысоком содержании Сорг (органический углерод: S1 (нефть плотных пород) + S2 (кероген)) в их нефтекерогеносодержащих пластах (в среднем, до 4-х процентов), их толщины достигают значительных величин - от 80 до 200 и более метров.The relative success of their application, for example, in the USA on the Bakken / Three Forks, Eagle Ford, Permian Basin, or in Argentina on the Vaca Muerta (Dead Cow) shale play is due to the fact that, at a relatively low Corg (organic carbon: S 1 (oil of tight rocks) + S 2 (kerogen)) in their oil-kerogen-containing formations (on average, up to 4 percent), their thickness reaches significant values - from 80 to 200 meters or more.
Это позволяло создать из одной скважины после проведения МГРП значительный дренируемый объем, равный, в среднем, до 40 млн. м3. При 4% содержании Сорг, в таком дренируемом из одной скважины объеме пласта, содержится, примерно, 3,5 млн. тонн Сорг, из которого примерно 880 тыс. тонн (25%) - это подвижная легкая нефть плотных пород (НПП) (Tight Oil) (S1), которую называют также «нефть низкопроницаемых пород» (ННП) и, зачастую, называют, не совсем корректно, «сланцевой нефтью».This made it possible to create a significant drained volume from one well after multistage hydraulic fracturing, equal, on average, to 40 million m 3 . At 4% Corg content, such a reservoir volume drained from one well contains approximately 3.5 million tons of Corg , of which approximately 880 thousand tons (25%) is mobile light tight oil (LDP) (Tight Oil) (S 1 ), which is also called "low-permeability oil" (TOC) and is often called, not quite correctly, "shale oil".
При среднем коэффициенте извлечения нефти (КИН) североамериканских добычных сланцевых технологий, равном в настоящее время 8%, прогнозируемая накопленная добыча (Estimated Ultimate Recovery (EUR)) из одной скважины НПП составляет 70,4 тыс. тонн или от 500 до 600 тысяч баррелей (550 тыс. баррелей, в среднем, для расчета).With the average oil recovery factor (ORF) of North American shale technologies currently equal to 8%, the estimated cumulative production (Estimated Ultimate Recovery (EUR)) from one well NPP is 70.4 thousand tons, or from 500 to 600 thousand barrels ( 550 thousand barrels, on average, for calculation).
При цене на нефть, равной 70 долларов США за баррель и себестоимости добычи НПП, например, на Баккене/Три Форкс в Северной Дакоте, равной 57,8 долларов за баррель [1], прогнозируемый доход на одну скважину составляет 6,7 млн. долларов США. Эти расчеты основаны на фактах «сланцевой» нефтедобычи США и подтверждены практикой, когда при повышении цены на нефть выше 60 долларов за баррель североамериканская «сланцевая» экономика возрождается. [2].With an oil price of US $ 70 per barrel and a production cost of R&D, for example, at the Bakken / Three Forks in North Dakota, equal to US $ 57.8 per barrel [1], the projected income per well is US $ 6.7 million. USA. These calculations are based on the facts of "shale" oil production in the United States and are confirmed by practice, when when the price of oil rises above $ 60 per barrel, the North American "shale" economy is reviving. [2].
Баженовская свита отличается от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев тем, что ее пласты богаты органическим углеродом (Сорг - до 23%), они более пластичны, а толщина их, в среднем, составляет, примерно 20 метров. Более того, в ее пластах НПП примерно в 18 раз меньше, чем керогена. (Фиг. 1). [3].The Bazhenov Formation differs from the North American oil-bearing shale plays in that its beds are rich in organic carbon ( Corg - up to 23%), they are more plastic, and their thickness, on average, is about 20 meters. Moreover, in its strata NPP is about 18 times less than kerogen. (Fig. 1). [3].
Таким образом, на «бажене» возможно сформировать дренируемый объем пласта из одной скважины, примерно, в 10 раз меньший, чем на североамериканских нефтеносных сланцевых плеях, а КИН на баженовской свите, по мнению экспертов, в среднем, не превышает 6-ти процентов.Thus, on Bazhen it is possible to form a drained reservoir volume from one well, approximately 10 times less than in the North American oil-bearing shale deposits, and the oil recovery factor in the Bazhenov formation, according to experts, does not exceed 6 percent on average.
В результате несложных вычислений для специалистов понятно, что при достаточно высоком 10% содержании Сорг в дренируемом из одной баженовской скважины объеме пласта (4 млн. м3) содержится, примерно, 1320 тыс. тонн Сорг, из которых 132 тыс. тонн (10%) являются НПП (S1). При КИН=6%, на дневную поверхность скважины извлекается, примерно, 8 тыс. тонн НПП, что, в целом, соответствует практике нефтедобычи на баженовской свите.As a result, simple calculations to those skilled understood that at a sufficiently high 10% Content C org in drained from one bazhenovskoj wellbore reservoir volume (4 million. M3) contained about 1320 thousand. Tonnes C org, of which 132 thousand. Tonnes ( 10%) are NPP (S 1 ). With oil recovery factor = 6%, approximately 8 thousand tons of oil production is extracted to the day surface of the well, which, in general, corresponds to the practice of oil production at the Bazhenov formation.
По оценочны данным экспертов отрасли, для того, чтобы добыча НПП из баженовской свиты стала рентабельной, накопленная добыча НПП за весь период эксплуатации скважины должна составить более 30 тыс. тонн. По мнению большинства специалистов, такое возможно лишь в единичных случаях при разработке «сладких пятен» (по S1).According to the estimated data of industry experts, in order for the production of the NPP from the Bazhenov formation to become profitable, the cumulative production of the NPP for the entire period of the well operation must be more than 30 thousand tons. According to most experts, this is possible only in isolated cases when developing "sweet spots" (according to S 1 ).
Таким образом, недостаточная мощность/толщина 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 пластов исключительно нефти низкопроницаемых пород.Thus, the insufficient thickness / thickness of the layers of the Bazhenov (and Domanik) formation, combined with their high heterogeneity and plasticity, is the main reason, predicted by experts, of the unprofitableness of the Bazhenov production projects if they are aimed at extracting only oil of low-permeability rocks from its layers. ...
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 вовлечении 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 высокотемпературными рабочими агентами воздействия (РАВ).From the above it follows that the economically effective development of the Bazhenov (and Domanikovaya) formation, due to its qualitative difference from the North American oil-bearing shale plays, is possible only when an additional hydrocarbon resource is involved in the active development - stationary kerogen and stationary and / or low-mobile bituminous oil, which involves the use of thermal technologies - technologies based on the impact on the reservoir with high-temperature working agents of influence (RAV).
Такая технология, использование которой может оказаться вполне успешной на баженовской и доманиковой свитах, должна, как минимум, дополнительно вовлекать в активную разработку кероген и битуминозную нефть, обеспечивать увеличение проницаемости продуктивных пластов свит, а также их реэнегизацию - повышение внутренней энергии пласта, его внутрипластового давления при условии снижения степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов и отбора углеводородов через зоны пласта с увеличенной проницаемостью, в том числе, за счет карбонизации в околоскважинном объеме пласта остаточных тяжелых внутрипластовых углеводородов.Such a technology, the use of which may be quite successful in the Bazhenov and Domanik formations, should, at least, additionally involve kerogen and bituminous oil in the active development, ensure an increase in the permeability of the productive formations of the formations, as well as their re-energy - an increase in the internal energy of the formation, its in-situ pressure. subject to a decrease in the degree of molecular blocking of fluid-conducting channels and the withdrawal of hydrocarbons through the formation zones with increased permeability, including due to carbonization of residual heavy intra-formation hydrocarbons in the near-wellbore volume of the formation.
В настоящее время при добыче углеводородов тепловые технологии используются довольно широко. Из уровня техники известны различные способы теплового воздействия на пласт, например:At present, thermal technologies are widely used in the production of hydrocarbons. Various methods of thermal stimulation of the formation are known from the prior art, for example:
- с использованием электрических тэнов (SHELL In-Situ Conversion Process (ICP));- using electric heating elements (SHELL In-Situ Conversion Process (ICP));
- за счет организации химических экзотермических реакций в пласте с инжектированием в него различных реагирующих веществ - бинарных смесей (патент РФ 2401941, МПК Е21В 43/22, 2009 г.);- due to the organization of chemical exothermic reactions in the formation with the injection of various reactants into it - binary mixtures (RF patent 2401941, IPC Е21В 43/22, 2009);
- электромагнитного или радиочастотного нагрева пласта (Schlumberger и Phoenix-Wyoming, Inc.);- electromagnetic or radio frequency heating of the formation (Schlumberger and Phoenix-Wyoming, Inc.);
- за счет организации внутрипластового окисления/сжигания некоторой части внутрипластовых углеводородов (АО «РИТЭК» и ОАО «Зарубежнефть») (патент РФ №2403383, МПК Е21В 43/24, 2010 г., патент РФ №2418944, МПК Е21В 43/24, 2011 г.);- due to the organization of in-situ oxidation / combustion of a certain part of in-situ hydrocarbons (RITEK JSC and Zarubezhneft JSC) (RF patent No. 2403383, IPC Е21В 43/24, 2010, RF patent No. 2418944, IPC Е21В 43/24, 2011 g.);
- за счет внесения энтальпии в пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного РАВ высокого давления в форме сверхкритической воды, насыщенной углекислым газом в сверхкритическом состоянии (патент РФ №2576267, МПК Е21В 43/24, 2015 г.).- due to the introduction of enthalpy into the formation by forced injection of high-temperature high-pressure RAV in the form of supercritical water saturated with carbon dioxide in a supercritical state (RF patent No. 2576267, IPC Е21В 43/24, 2015).
Если принять во внимание невысокую (наноразмерную) пористость (примерно, 6-8%) и низкую проницаемость пластов баженовской и доманиковой свит (в среднем, 0,1 мД), а также значительную глубину их залегания (примерно, до 3500 метров), то остаются только три реальных способа осуществить нагрев их пластов, а именно:If we take into account the low (nanoscale) porosity (about 6-8%) and low permeability of the formations of the Bazhenov and Domanik formations (on average, 0.1 mD), as well as the significant depth of their occurrence (up to about 3500 meters), then there are only three real ways to heat their layers, namely:
- организовать внутрипластовое сжигание/окисление некоторой части внутрипластовых углеводородов, содержащихся в их пластах;- to organize in-situ combustion / oxidation of some part of in-situ hydrocarbons contained in their formations;
- организовать в пласте экзотермическую химическую реакцию за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, составляющих бинарную смесь;- to organize an exothermic chemical reaction in the formation by injecting various reactants into it that make up a binary mixture;
- внести тепло в пласт путем принудительной закачки в него под высоким давлением высокотемпературного РАВ.- to bring heat into the formation by forcibly injecting a high-temperature RAV into it under high pressure.
Такие технологии, в принципе, известны из уровня техники.Such technologies are known in principle from the prior art.
Так, например, характерным представителем технологий, основанных на внутрипластовом окислении/сжигании некоторой части внутрипластовых углеводородов, является способ (патент РФ №2403383, МПК Е21В 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.So, for example, a typical representative of technologies based on in-situ oxidation / combustion of a certain part of in-situ hydrocarbons is a method (RF patent No. 2403383, IPC Е21В 43/24, 2010) for the development of an oil reservoir by drilling injection and production wells, injection into injection wells. wells of air, water, combustion gases separated from the production of production wells, and the selection of oil, combustion gases and associated petroleum gases from the production wells, while the coolant is previously pumped into the injection wells to heat the formation to a temperature of at least 65 ° C in the vicinity of the well with a radius 5-20 m, a portion of hot water is injected alternately with an oil solvent weighing 5-150 tons per 1 m of the productive interval, and a heated water-air mixture is injected, and the water-air ratio at a reservoir pressure less than 22.064 MPa is determined from a given ratio.
Также известен способ (патент РФ №2418944, МПК Е21В 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.There is also a known method (RF patent No. 2418944, IPC E21B 43/24, 2011) for the development of oil-kerogen-containing fields, including the creation of a zone of in-situ oxidizing and thermodynamic processes in the formation, for which an oxygen-containing water-air mixture is pumped into the formation through an injection well, and thermohydrodynamic processes are controlled the value of the water-air ratio of the oxygen-containing mixture from the condition of heating the formation zone to a temperature not lower than 250 ° C, for which the optimal value of the water-air ratio is determined by the analytical expression. In this case, the value of the water-air ratio of the pumped oxygen-containing mixture is cyclically increased and decreased around the set optimum value with the level of decrease of the 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 thermal gas impact on a productive formation and are characterized by the following general disadvantages that reduce the effectiveness of their application in the Bazhenov and Domanik formations.
1. Необходимость сжигания части ценных внутрипластовых углеводородов. При реализации данных способов для разогрева продуктивного пласта осуществляют окисление/сжигание некоторой части, содержащейся в нем НПП, имеющей высокую стоимость, для извлечения которой, собственно, и организуется сам процесс добычи. Так, для нагрева 1 м3 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 пласта до температуры 400°C необходимо окислить/сжечь 22,22 кг внутрипластовой нефти. Также известно, что в результате теплового воздействия на 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 пласте, по свидетельству самих авторов технологии термогазового воздействия, необходимо «сжечь» от 30 до 50% керогена, содержащегося в пласте.1. The need to burn a part of valuable in-situ hydrocarbons. When implementing these methods, for heating the productive formation, oxidation / combustion of a certain part of the high-cost NPP contained in it is carried out, for the extraction of which, in fact, the production process itself is organized. So, to heat 1 m 3 of the formation to a temperature of 400 ° C, energy is required equal, on average, to about 1000 MJ. It is known that the heat of combustion of average viscosity oil is approximately 45 thousand kJ / kg. Therefore, to heat 1 m 3 of the formation 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 the thermal effect on the 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 the 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 a productive formation, the oxidation kinetics of which is much higher than the kinetics of oil oxidation in low-permeability rocks, then in order to achieve the required process temperature in the reservoir, according to the authors of the thermal gas treatment technology themselves, it is necessary to “burn” from 30 to 50% kerogen contained in the formation.
2. Наличие коксообразования. Температура пласта в зоне внутрипластовых окислительных реакций может достигать 650°C и более. При продолжительном поддержании такой температуры в безводном пласте протекает процесс активного коксообразования. Кокс кольматирует флюидопроводящие каналы, что ведет к снижению эффективности известных способов.2. The presence of coke formation. The formation temperature in the zone of in-situ oxidative reactions can reach 650 ° C and more. With long-term maintenance of such a temperature in the anhydrous formation, the process of active coke formation takes place. Coke clogs fluid 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 пластов баженовской свиты и неопределенных зональных концентраций в них нефти плотных пород, битуминозной нефти и керогена, точный расчет температуры в пласте, понимание того, в каком именно месте 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 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, называемых «бажен-баккен» (термин предложен акад. А.Э. Конторовичем).3. Low predictability and controllability. In reservoir conditions, it is difficult to predict what the temperature in the zone of oxidative reactions and, in fact, where it occurs at a given time is. Online controls do not yet exist. This complicates the process of making a decision about when to start pumping warm water or a water-air mixture to form supercritical water in the reservoir, followed by the formation of local foci of in-situ pseudo-supercritical medium. Taking into account the high heterogeneity of the Bazhenov formation and the undefined zonal concentrations of tight oil, bituminous oil and kerogen in them, an accurate calculation of the temperature in the formation, an understanding of exactly where high-temperature oxidative reactions take place in the formation, and the determination of the start of water injection into the productive formation. or 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 formation 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 for due to the breakthrough of high-temperature fluid in them, mainly through interlayers (packs) with relatively high permeability, called "bazhen-bakken" (the term was proposed by Academician AE 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 пласта возрастает. Но данный эффект не используется в известных способах, так как нефть плотных пород вытесняется от нагнетательной скважины в сторону добывающей скважины через пластовую зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью.4. Oil production is carried out through a zone of unaltered low natural permeability. In the known methods, at least two wells are used - injection and production. It is known from the state of the art that the permeability of the formation increases as a result of thermal action. But this effect is not used in known methods, since tight oil is displaced from the injection well towards the production 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 мнению5. Using two or more wells. In the known methods, several wells are used - one injection and at least one producing. This leads to an increase in capital investments and, accordingly, to an increase in the cost of hydrocarbon production. According to
экспертов, разработка пластов баженовской свиты с использованием циклического воздействия и только одной скважины, представляется более эффективным способом и по состоянию на 2015-2016 гг. АО «РИТЭК» изучает возможность использования именно одной скважины для осуществления циклического термогазового воздействия на продуктивный пласт.experts, the development of layers of the Bazhenov formation using cyclic stimulation and only one well seems to be a more efficient method and as of 2015-2016. JSC "RITEK" is studying the possibility of using just one well for the implementation of cyclic thermal gas stimulation of the productive formation.
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 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 day surface of the well to the productive formation (up to 50% ) becomes unrecoverable and remains in the reservoir.
7. Основная цель - вытеснение НПП. В технологии термогазового воздействия основной задачей является внутрипластовая генерация агентов (СО2, угарный газ, легкие углеводородные фракции, азот и водяной пар), вытесняющих из пласта в добывающую скважину нефть плотных пород. Генерирование синтетической нефти из керогена в технологии термогазового воздействия является второстепенной задачей. Используемый концептуальный подход, при котором внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена уделяется меньшее внимание, чем вытеснению из пластов нефти НПП 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 плотных пород (22 млрд. тонн).7. The main goal is to oust NPP. In the technology of thermogas stimulation, the main task is the in-situ generation of agents (CO 2 , carbon monoxide, light hydrocarbon fractions, nitrogen and water vapor), displacing tight oil from the reservoir into the producing well. The generation of synthetic oil from kerogen in the thermal gas treatment technology is a secondary task. The conceptual approach used, in which less attention is paid to in-situ generation of synthetic oil from kerogen than to displacement of oil from oil reservoirs by NPP, reduces the degree of efficiency of the known methods, since the main hydrocarbon potential of the Bazhenov (and Domanik) formation is concentrated in kerogen (403.3 billion tons ) and not in tight oil (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 процесс снижения плотности и вязкости нефти.8. Nitrogen injection. If air or air with an increased oxygen content is used as an oxidizer, a significant amount of nitrogen is injected into the reservoir, the presence of which in the reservoir decreases the degree of solubility of carbon dioxide in oil and, thus, nitrogen negatively affects the process of reducing the density and viscosity of oil.
Типичным представителем технологий, основанных на термохимическом воздействии на продуктивный пласт с целью повышения его дебита организацией в пласте экзотермической химической реакции за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, является способ (патент РФ 2401941, МПК Е21В 43/22, 2009 г.) 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 рН 4-7, включающий, масс. %: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь (КАС)-32 - остальное, а в качестве ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, масс. %: 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.A typical representative of technologies based on thermochemical action on a productive formation in order to increase its flow rate by organizing an exothermic chemical reaction in the formation by injecting various reactants into it is the method (RF patent 2401941, IPC Е21В 43/22, 2009) of thermochemical treatment oil reservoir due to the organization in it of chemical exothermic reactions with the use of reactive substances - the so-called "binary mixtures", including the separate injection of the components of the combustible-oxidizing composition (WOC) and the combustion initiator (IG) into the reservoir through two coaxially located relative to each other pumping - compressor pipes (tubing), while the lower cut of the outer tubing is lowered below the lower cut of the inner tubing at a distance sufficient to ensure the contact time of the GOS and IG in the reaction volume. GOS is supplied to the treated area of the oil reservoir through the annular space between the outer and inner tubing, IG is fed through the inner tubing, while the GOS is used as an aqueous solution with a pH of 4-7, including, wt. %: nitrate 5-25, carbamide-ammonium 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 IG containing alkali metal nitrite is 1-80% of the mass of GOS, the mass of IG containing borohydride of an alkali metal is 1-30% by weight of GOS.
Данный способ основан на термохимическом воздействии на 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 пластах с высокой пористостью (более 15%) и, главное, с высокой проницаемостью. Весьма также существенно, что при реализации известного способа период остывания нагретой части пласта в околоскважинном пространстве составляет несколько месяцев, а тепла нагретой части 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 пласта изначально. То есть, например, если в нагретом околоскважинном объеме 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 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 пластов нефтеносных сланцевых плеев необходимо рассчитывать только на тот объем углеводородов, который содержится в разогретом объеме 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 пласта (внутрипластовая реторта).This method is based on thermochemical action on the formation. 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 formations with high porosity (more than 15%) and, most importantly, with high permeability. It is also very important that when implementing the known method, the cooling period of the heated part of the formation in the near-wellbore space is several months, and the heat of the heated part of the formation - the enclosing rock should be sufficient so that during this time the heat from the cooling down passes through the heated zone to the well and is heated. near-wellbore rock 4-5 portions of oil, each of which is equal to the mass of oil initially present in the heated volume of the formation. That is, for example, if the heated near-wellbore volume of the formation (V = 15000 m 3 ) with its porosity equal to 20% initially contained approximately 3000 tons of oil, then at ORF = 25% on the day surface, according to the authors' calculations, using the known method can be extracted up to 3750 tons of oil (750 tons (1 portion; oil recovery factor = 25%), 5 portions = 3750 tons of oil). Indeed, this is correct when applied to highly permeable formations containing high-viscosity or heavy oil. But the known method cannot be effective in oil-bearing shale fields with very low permeability and relatively low total porosity. When producing hydrocarbons from oil-bearing shale reservoirs, it is necessary to rely only on the volume of hydrocarbons contained in the heated volume of the formation, since the degree of intensity of the actual "recharge" of hydrocarbons from the periphery of low-permeability formations is very low and does not exceed a few percent of the volume of hydrocarbons originally contained in heated reservoir volume (in-situ retort).
Несомненно, к наиболее перспективным технологиям, обеспечивающим повышение нефтеотдачи, относятся технологии, основанные на принудительной закачке в продуктивный пласт под высоким давлением высокотемпературных РАВ.Undoubtedly, the most promising technologies that provide enhanced oil recovery include technologies based on forced injection of high-temperature RAV into the reservoir under high pressure.
Так, например, 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 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, данный способ может использоваться и для воздействия на пласты нефтеносных сланцевых плеев (Shale Oil, англ.) (см. стр. 4, [0035] п. 5.).For example, there is a known method for the production of hydrocarbons using a 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 are carried out in a surface steam generating device obtaining a supercritical "first aqueous fluid" (supercritical water) with its subsequent injection into the formation to heat in situ hydrocarbons, withdrawing heated hydrocarbons to the day surface of the well and using a "second water fluid" (supercritical water) for additional partial upgrading already partially refined hydrocarbons taken from the reservoir in one of the surface devices to improve their quality in order to facilitate the process of delivery of hydrocarbons taken from the reservoir to the refinery for their final processing. At the same time, this method can also be used to influence oil-bearing shale deposits (Shale Oil, English) (see p. 4, [0035] p. 5.).
Недостатком известного решения 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 пласте или увеличивали бы дополнительно проницаемость пласта. Эффективность используемого в способе «первого водного флюида» была бы выше, если в композиционный состав «первого водного флюида» входили бы такие дополнительные компоненты, как водород (окислитель), диоксид углерода, монооксид углерода, метан и наноразмерные катализаторы конверсии углеводородов, например, в молекулярной или ионной форме.The disadvantage of the known solution is that both the "first aqueous fluid" and the "second aqueous fluid" used for its implementation have an extremely simple compositional composition and are water in a supercritical state. The "first aqueous fluid" used does not contain any other components that could increase the degree of conversion of heavy hydrocarbons into lighter hydrocarbons or, for example, contribute to a decrease in their viscosity and density, as well as increase the mobility / mobility of hydrocarbons in the formation or additionally increase the permeability of the formation ... The efficiency of the "first aqueous fluid" used in the method would be higher if the composition of the "first aqueous fluid" included such additional components as hydrogen (oxidizing agent), carbon dioxide, carbon monoxide, methane and nanoscale catalysts for the conversion of hydrocarbons, for example, in molecular or ionic form.
Весьма существенно также и то, что в реализующей способ системе не используется продуктопровод (НКТ) с теплоизолирующим покрытием (ТИП), которое снижало бы тепловые транспортные потери при доставке высокотемпературного рабочего агента, - «первого водного флюида» с дневной поверхности скважины на ее забой.It is also very important that the system implementing the method does not use a product pipeline (tubing) with an insulating coating (TIP), which would reduce heat transport losses during the delivery of a high-temperature working agent - the "first aqueous fluid" from the day surface of the well to its bottom.
Известен способ (заявка 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.There is a known method (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 water in a supercritical state. Further, after preheating the formation, hydraulic fracturing is performed to form a system of fractures connecting the injection and production wells (Figure 2, item 6). In the heated formation, the reactions of hydrothermal liquefaction of hydrocarbons, including kerogen, are carried out. The hydrocarbons liquefied in the formation are recovered to the day surface of the well. In-situ liquefaction of hydrocarbons using high-temperature subcritical or supercritical water allows the production of hydrocarbons that cannot be recovered from the formation 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 the known method is the use of not one, but two wells, one of which is injection, and the other 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 РАВ 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 the known method is the deliberate creation of mega-hydraulic fractures / mega-fluid channels between two wells (Figure 2, item 6). Without any doubt, over time, such fractures connecting both wells are transformed into main fluid channels, through which the high-temperature RAV pumped through the 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 production well. In such a situation, very soon water will enter the production well with a temperature higher than the design one, which means an increase in heat losses. Conductive heat transfer will become dominant, and the efficiency of convective heat transfer and thermal impact 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 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 the known method is that the dominance of conductive heat transfer over convective heat does not allow for rapid heating of the productive formation and, accordingly, rapid and, most importantly, in sufficient quantity in-situ generation of synthetic hydrocarbons from bituminous oil and kerogen. This means that in the course of its operation, the production well will receive a fluid with less and less hydrocarbons and more and more water, the temperature of which exceeds the design one. The hydrocarbon potential of the near-fractured zones will be rapidly depleted, and the development of the hydrocarbon potential of more distant zones of the productive formation will be carried out with a significant lag and excessive consumption of thermal energy. This also reduces the efficiency of the known method.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявленной группе изобретений является способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов (патент РФ №2671880, кл. Е21В 43/247, 2018 г), включающий приготовление РАВ, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу. Перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта, а перед отбором из него 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 закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта. В околоскважинном объеме продуктивного пласта формируют «каталитический пояс/фильтр» и за счет процесса гидротермальной карбонизации углеводородов формируют нанопористое углеродное покрытие на внутренней поверхности нанофлюидопроводящих каналов, после чего осуществляют отбор 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 НКТ и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.The closest in technical essence and the achieved technical result to the claimed group of inventions is a method for the production of hydrocarbons from oil-kerogen-containing formations (RF patent No. 2671880, class Е21В 43/247, 2018), including the preparation of RAV, injecting them through the pipeline into the productive formation with the aim of high-temperature thermochemical impact on the productive formation with subsequent extraction of hydrocarbons in the well flowing mode and their delivery to the day surface through the product pipeline. Before the high-temperature thermochemical treatment on the productive formation, the restoration of natural fracturing and natural fluid-conducting channels in the bottomhole zone of the productive formation is carried out, and before the extraction of hydrocarbons from it, a thermo-catalytic effect on the productive formation is carried out to upgrade hydrocarbons, followed by the implementation of a hydrogen-thermo-catalytic action on the productive formation using a catalytic nanoproppant to increase the degree of completeness of the molecular modification of low-permeability oil, bituminous oil and kerogen into more valuable hydrocarbons and anchoring the fluid-conducting channels of the productive formation. In the near-wellbore volume of the productive formation, a "catalytic belt / filter" is formed and, due to the process of hydrothermal carbonization of hydrocarbons, a nanoporous carbon coating is formed on the inner surface of the nanofluid-conducting channels, after which modified and partially refined hydrocarbons are withdrawn through the product pipeline to the day surface, and in the process of delivery of hydrocarbons to the day surface is additionally partially refined by passing it through a flow reactor formed by the space in the product pipeline between the tubing string and a coaxially placed sleeveless pipe therein.
Технологический комплекс, предназначенный для реализации описанного выше способа, включает наземный генератор ультра-сверхкритической воды, продуктопровод, выполненный в виде колонны НКТ с ТИП, размещенных в скважине до ее забоя, причем генератор имеет возможность подключения выходом к колонне НКТ. Технологический комплекс оснащен смесителем, установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, а также реактором окисления, реактором риформинга органических соединений и блоком обогащения органическими соединениями, 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 НКТ, к входу реактора окисления подсоединен генератор, а выход реактора окисления имеет возможность подсоединения к колонне НКТ, при этом в колонне НКТ коаксиально расположена с зазором безмуфтовая труба, к которой имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды, или емкость для окислителя, а смеситель имеет возможность подсоединения входом к генератору, а выходом - к колонне НКТ.The technological complex designed for the implementation of the above method includes a surface generator of ultra-supercritical water, a product pipeline made in the form of a tubing string with a TYPE, located in the well to its bottom, and the generator has the ability to connect with an outlet to the tubing string. The technological complex is equipped with a mixer, a water treatment plant connected with the output to the generator input, as well as an oxidation reactor, an organic compounds reforming reactor and an organic compound enrichment unit connected by the output to the first input of the organic compounds reforming reactor, to the second input of which a generator can be connected, and the outlet of the reforming reactor has the ability to be connected to the tubing string, a generator is connected to the inlet of the oxidation reactor, and the outlet of the oxidation reactor can be connected to the tubing string, while in the tubing string a sleeveless pipe is coaxially located with a gap, to which a cold water tank can be connected, or a tank for an oxidizer, and the mixer has the ability to connect inlet to the generator, and outlet to the tubing string.
В результате анализа известного способа необходимо отметить, что при его осуществлении для воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт используются 10 типов РАВ, причем некоторые из них применяются для увеличения проницаемости пласта, что является одним из наиважнейших факторов, обеспечивающих эффективность известного способа, использование которого обеспечивает КИН до 45-50%.As a result of the analysis of the known method, it should be noted that during its implementation, 10 types of RAV are used to influence the oil-kerogen-containing formation, and some of them are used to increase the permeability of the formation, which is one of the most important factors that ensure the effectiveness of the known method, the use of which provides an oil recovery factor of up to 45 -50%.
Изложенное выше подтверждает эффективность данного способа по сравнению с приведенными выше.The foregoing confirms the effectiveness of this method in comparison with the above.
Однако при реализации известного способа, при использовании РАВ № I.Б, сразу после его инжектирования в пласт, в околоскважинном объеме пласта (радиус до 1-го метра) незамедлительно инициируются множественные нанолокальные экзотермические реакции окисления некоторой части внутрипластовых углеводородов и, таким образом, использование данного РАВ для увеличения проницаемости пласта в известном способе ограничено околоскважинным объемом, имеющим радиус до 1-го метра. Весьма также существенно, что при прохождении высокотемпературного РАВ по колонне НКТ с ТИП в процессе их доставки в продуктивный пласт под высоким давлением, общая длина колонны НКТ, в результате их нагрева, значительно удлиняется.However, when implementing the known method, when using RAV No. I.B, immediately after its injection into the formation, in the near-wellbore volume of the formation (radius up to 1 meter), multiple nanolocal exothermic oxidation reactions of some part of the in-situ hydrocarbons are immediately initiated and, thus, the use This RAV for increasing the permeability of the formation in the known method is limited to the near-wellbore volume having a radius of up to 1 meter. It is also very important that when a high-temperature RAV passes through a tubing string with a TYPE during their delivery to a productive formation under high pressure, the total length of the tubing string, as a result of their heating, is significantly lengthened.
Так, например, при закачке в продуктивный пласт высокотемпературного РАВ по колонне НКТ, выполненных из сплава INCONEL 740Н, при их нагреве, в среднем (равномерно по всей длине НКТ), до температуры 520°C, участок колонны НКТ, длинной 3000 метров, линейно увеличивается на 21,84 метра, а при отборе из продуктивного пласта менее высокотемпературной водонефтяной эмульсии, имеющей температуру 280°C (в среднем, по всей длине НКТ), тот же участок, длиной 3000 метров, линейно увеличивается на 11,34 метра или линейно уменьшается на 10,5 метров относительно его линейного размера при прокачке РАВ (21,84 м - 11,34 м = 10,5 м).So, for example, when injecting a high-temperature RAV into a productive formation through a tubing string made of INCONEL 740N alloy, when they are heated, on average (evenly along the entire length of the tubing), to a temperature of 520 ° C, a section of the tubing string, 3000 meters long, linearly increases by 21.84 meters, and when a less high-temperature oil-water emulsion with a temperature of 280 ° C is withdrawn from a productive formation (on average, along the entire length of the tubing), the same section, 3000 meters long, increases linearly by 11.34 meters or linearly decreases by 10.5 meters relative to its linear size when pumping RAV (21.84 m - 11.34 m = 10.5 m).
Таким образом, при термохимическом воздействии высокотемпературного РАВ на продуктивный пласт и последующем отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, имеющей (по сравнению с температурой РАВ) значительно более низкую температуру, НКТ, размещенные внутри обсадной колонны, циклически изменяют свою длину.Thus, with the thermochemical effect of a high-temperature RAV on the reservoir and the subsequent withdrawal from the reservoir of an oil-water emulsion, which (compared to the RAV temperature) has a significantly lower temperature, the tubing placed inside the casing cyclically change its length.
Такие тепловые линейные деформации НКТ приводят к периодическому возвратно-поступательному перемещению пакера вместе с колонной НКТ вдоль внутренней поверхности обсадных труб, что весьма часто приводит к нарушению герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины и к потере части дорогостоящего РАВ за счет его перетока из подпакерной зоны скважины в надпакерную, и, как следствие - к снижению давления в подпакерной зоне скважины.Such thermal linear deformations of the tubing lead to periodic reciprocating movement of the packer together with the tubing string along the inner surface of the casing pipes, which very often leads to a breach of the tightness of the separation of the sub-packer and above-packer zones of the well and to the loss of a part of the expensive RAV due to its overflow from the sub-packer zone of the well. into the under-packer zone, and, as a result, to a decrease in pressure in the under-packer zone of the well.
Приведенные выше обстоятельства снижают эффективность использования термохимических технологий при освоении нефтеносных сланцевых формаций (баженовская и/или доманиковая свиты) и разработке месторождений тяжелых углеводородов, в частности, глубокозалегаемых.The above circumstances reduce the efficiency of the use of thermochemical technologies in the development of oil-bearing shale formations (Bazhenov and / or Domanikovaya formations) and the development of heavy hydrocarbon deposits, in particular, deep-seated.
Технический результат настоящей группы изобретений заключается в повышении нефтеотдачи продуктивных керогеносодержащих пластов за счет формирования в околоскважинной зоне пласта высокопроницаемой внутрипластовой реторты, и постепенного, по мере отбора нефти из этой околоскважинной зоны, увеличения ее объема, а также за счет периодического восстановления проницаемости околоскважинной зоны пласта и проведения в нем внутрипластовой генерации высокотехнологичной нефти за счет инжектирования в продуктивный пласт РАВ, а также за счет обеспечения герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины и компенсации термобарических изменений длины колонны НКТ в процессе инжектирования РАВ и отбора углеводородов.The technical result of the present group of inventions is to increase oil recovery of productive kerogen-containing formations due to the formation of a highly permeable in-situ retort in the near-wellbore zone of the formation, and gradual, as oil is withdrawn from this near-wellbore zone, its volume increases, as well as due to periodic restoration of the permeability of the near-wellbore zone of the formation and carrying out in-situ generation of high-tech oil in it by injecting RAV into the productive formation, as well as by ensuring the tightness of the separation of the under-packer and above-packer zones of the well and compensating for thermobaric changes in the length of the tubing string in the process of injecting RAV and withdrawing hydrocarbons.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов, включающем термохимические воздействия на продуктивный пласт рабочими агентами, приготавливаемыми на дневной поверхности и инжектируемыми в заданной последовательности в околоскважинную зону продуктивного пласта по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, с последующим отбором углеводородов из него в режиме фонтанирования скважины и доставкой их на дневную поверхность по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, новым является то, что процесс добычи осуществляют циклически, каждый из циклов включает несколько этапов, первым этапом каждого цикла является этап инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия для увеличения проницаемости околоскважинной зоны продуктивного пласта, а последним - отбор из продуктивного пласта углеводородов, причем на этапе отбора углеводородов каждого цикла контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до заранее заданного значения, которое выше гидростатического давления, прекращают отбор, при этом, при осуществлении первого цикла на первом его этапе формируют в продуктивном пласте околоскважинную зону с повышенной проницаемостью и осуществляют генерацию синтетических углеводородов в околоскважинной зоне путем термохимического воздействия на продуктивный пласт инжектируемого в него рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру выше 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, с последующим отбором углеводородов и доставкой их на дневную поверхность, после чего осуществляют второй цикл, на первом этапе которого формируют в околоскважинной зоне продуктивного пласта магистральные флюидопроводящие каналы за счет реализации внутрипластовых тепловых взрывов, которые осуществляют посредством инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°C и давлением от 22,1 до 60 МПа, насыщенной реактивом Фентона, после чего, на втором этапе, перед отбором водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, осуществляют генерацию в околоскважинной зоне синтетических углеводородов инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 374 до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, а на первом этапе третьего цикла восстанавливают проницаемость околоскважинной зоны продуктивного пласта, для чего инжектируют в нее рабочий агент воздействия, состоящий из воды, температурой от 374 до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe2 +; Fe3 +), после чего, на втором этапе осуществляют растворение содержащихся в продуктивном пласте смол и асфальтенов за счет действия на него инжектируемого в его околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374°C до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной органическим растворителем, после чего на третьем этапе формируют в околоскважинной зоне продуктивного пласта дополнительные флюидопроводящие каналы инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, в виде воды, температурой выше 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода, или рабочего агента воздействия, в виде воды, температурой от 374 до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода, после чего на четвертом этапе данного цикла осуществляют генерацию в продуктивном пласте синтетических углеводородов инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, с последующим отбором из продуктивного пласта сгенерированных углеводородов и доставкой их на дневную поверхность, после чего на первом этапе четвертого цикла осуществляют восстановление проницаемости продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной пероксидом водорода, или рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 374 до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной пероксидом водорода, после чего на втором этапе осуществляют генерацию синтетических углеводородов и формирование новой трещиноватости в околоскважинном объеме продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, композиционно состоящего из докритической воды, температурой до 374°C при давлении до 60 МПа, насыщенной спиртами в сверхкритическом состоянии, после чего осуществляют в околоскважинном объеме пласта генерацию высокотехнологичной нефти за счет инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 374 до 593°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, с последующим отбором углеводородов и доставкой их на дневную поверхность, после чего на первом этапе пятого цикла восстанавливают проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру от 593°C до 650°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, после чего, на втором этапе осуществляют растворение смол и асфальтенов продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой до 374°C при давлении от 22,1 до 60 МПа, насыщенной органическим растворителем в концентрации от 1 до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии и спиртом в докритической воде в концентрации до 10% масс, от массы растворителя, с последующим отбором углеводородов и доставкой их на дневную поверхность.The specified technical result is ensured by the fact that in the method of increasing the efficiency of high-tech oil production from oil-kerogen-containing formations, including thermochemical effects on the productive formation by working agents prepared on the day surface and injected in a predetermined sequence into the near-wellbore zone of the productive formation along a string of insulated tubing, with the subsequent selection of hydrocarbons from it in the well flowing mode and their delivery to the day surface through a string of insulated tubing, the new is that the production process is carried out cyclically, each of the cycles includes several stages, the first stage of each cycle is the stage of injection into the reservoir the working agent of action to increase the permeability of the near-wellbore zone of the productive formation, and the latter is the extraction of hydrocarbons from the productive formation, and at the stage of hydrocarbon extraction of each cycle trolling the in-situ pressure and, as soon as it drops to a predetermined value, which is higher than the hydrostatic pressure, the withdrawal is stopped, while, during the first cycle, at its first stage, a near-wellbore zone with increased permeability is formed in the productive formation and synthetic hydrocarbons are generated in the near-wellbore zone by thermochemical action on the reservoir of the injected working agent in the form of water having a temperature above 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, followed by the selection of hydrocarbons and their delivery to the day surface, after which a second cycle is carried out, on the first stage of which, in the near-wellbore zone of the productive formation, the main fluid-conducting channels are formed due to the implementation of in-situ thermal explosions, which are carried out by means of the action in the form of water injected into the near-wellbore zone of the productive formation, with a temperature above 593 ° C and a pressure from 22.1 to 60 M Pa, saturated with Fenton's reagent, after which, at the second stage, before withdrawing the water-oil emulsion and delivering it to the day surface, synthetic hydrocarbons are generated in the near-wellbore zone by injecting a working agent in the form of water into the near-wellbore zone, with a temperature of 374 to 593 ° C at pressure from 22.1 to 60 MPa, and at the first stage of the third cycle, the permeability of the near-wellbore zone of the productive formation is restored, for which a working agent is injected into it, consisting of water, with a temperature of 374 to 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, saturated with Fenton's reagent, which consists of hydrogen peroxide and a catalyst in the form of ions of iron II or III (Fe 2 +; Fe 3 +), after which, at the second stage, the resins and asphaltenes contained in the reservoir are dissolved due to the action of the working agent injected into its near-wellbore zone, consisting of water, with a temperature of 374 ° C to 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa saturated with an organic solvent, after which, at the third stage, additional fluid-conducting channels are formed in the near-wellbore zone of the productive formation by injecting the working agent into the near-wellbore zone of the treatment agent, in the form of water, with a temperature above 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, saturated with hydrogen peroxide and a hydrogen peroxide inhibitor, or a working agent of action, in the form of water, with a temperature of 374 to 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, saturated with hydrogen peroxide and an inhibitor of hydrogen peroxide, and then at the fourth stage of this cycle, synthetic hydrocarbons are generated in the productive formation by injecting a working agent into the near-wellbore zone impact, consisting of water, with a temperature of 374 to 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, followed by the selection of generated hydrocarbons from the reservoir and their delivery to the day surface, after which, at the first stage of the fourth cycle, the permeability of the reservoir is restored due to the thermochemical action of a working agent injected into the near-wellbore zone of the action in the form of water, with a temperature above 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, saturated with hydrogen peroxide, or a working agent of action in the form of water, a temperature of 374 to 593 ° C at pressure from 22.1 to 60 MPa, saturated with hydrogen peroxide, after which, at the second stage, synthetic hydrocarbons are generated and new fracturing is formed in the near-wellbore volume of the productive formation due to the thermochemical effect of the working agent injected into the near-wellbore zone, compositionally consisting of subcritical water, with a temperature up to 374 ° C at pressure up to 60 MPa saturated with alcohols in a supercritical state, after which high-tech oil is generated in the near-wellbore volume of the formation by injecting a working agent in the form of water into the productive formation, with a temperature of 374 to 593 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa , followed by the selection of hydrocarbons and their delivery to the day surface, after which, at the first stage of the fifth cycle, the permeability of the near-wellbore zone of the productive formation is restored due to the thermochemical action of the working agent injected into the near-wellbore zone in the form of water having a temperature of 593 ° C to 650 ° C at a pressure of 22.1 to 60 MPa, after which, at the second stage, the resins and asphaltenes of the productive formation are dissolved due to the thermochemical action of the working agent injected into the near-wellbore zone, the action consisting of water, with a temperature of up to 374 ° C at a pressure of 22.1 up to 60 MPa, saturated with an organic solvent at a concentration from 1 to 500 kg / m 3 of normal water and alcohol in subcritical water at a concentration of up to 10% of the mass, based on the mass of the solvent, followed by the selection of hydrocarbons and their delivery to the day surface.
В технологическом комплексе для добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающем установку для водоподготовки, вход которой имеет возможность соединения с источником воды, генератор, предназначенный для обработки воды, колонну насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в обсадной трубе скважины до ее забоя и предназначенную для инжектирования в продуктивный пласт скважины рабочих агентов воздействия и отбора из него с доставкой на дневную поверхность углеводородов, а также емкости для хранения компонентов, предназначенных для приготовления рабочих агентов воздействия, новым является то, что комплекс оснащен блоком приготовления рабочих агентов воздействия, емкостью для хранения и выдачи подготовленной воды, а также емкостью для хранения и выдачи приготовленных рабочих агентов воздействия, в качестве емкостей для хранения компонентов, предназначенных для приготовления рабочих агентов воздействия, использованы емкости для хранения пероксида водорода, для хранения воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe2 +), для хранения воды, насыщенной ингибитором водорода, для хранения органических растворителей, для хранения спиртов, при этом емкость для хранения и выдачи подготовленной воды входом соединена с выходом установки для водоподготовки, а выходом - с входом генератора, выход которого подсоединен к входу блока приготовления рабочих агентов воздействия, к входам которого также подсоединены указанные выше емкости для компонентов рабочих агентов воздействия, выход блока приготовления рабочих агентов воздействия подсоединен к входу емкости для хранения и выдачи приготовленных рабочих агентов воздействия, выход которой имеет возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб, в которую встроен компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб, имеющий возможность герметичного контакта с внутренней поверхностью обсадной трубы для разделения скважины на два герметичных друг от друга объема - надпакерного и подпакерного.In a technological complex for the production of hydrocarbons from oil-kerogen-containing formations, including a water treatment unit, the inlet of which has the ability to connect to a water source, a generator designed for water treatment, a tubing string of heat-insulated tubing placed in the casing of a well to its bottom and intended for injection into the productive formation of the well of working agents of exposure and selection from it with delivery to the day surface of hydrocarbons, as well as containers for storing components intended for the preparation of working agents of exposure, the new thing is that the complex is equipped with a unit for preparation of working agents of exposure, a container for storage and delivery prepared water, as well as a container for storing and dispensing the prepared working agents of exposure, as containers for storing components intended for the preparation of working agents of exposure, containers for storing hydrogen peroxide were used, for storage of water saturated with a catalyst in the form of iron II ions (Fe 2 +), for storing water saturated with a hydrogen inhibitor, for storing organic solvents, for storing alcohols, while the container for storing and dispensing prepared water is connected inlet to the outlet of the water treatment plant , and the output - with the generator input, the output of which is connected to the input of the unit for the preparation of working agents of influence, to the inputs of which the above-mentioned containers for the components of working agents of influence are also connected, the output of the unit for preparing working agents of influence is connected to the input of the container for storing and dispensing the prepared working agents impact, the output of which has the ability to connect to the tubing string, in which a compensator of temperature and pressure changes in the length of the tubing string is built, having the possibility of hermetic contact with the inner surface of the casing to divide the well into two volumes that are sealed from each other ema - above-packer and below-packer.
Используемые ниже при описании заявленной группы изобретений термины означают следующее.Used below in describing the claimed group of inventions, the terms mean the following.
Высокотехнологичная нефть (ВТН). Под высокотехнологичной нефтью понимается нефтяная смесь (Oil Blend), композиционно состоящая из:High-tech oil (HTN). High-tech oil means an oil blend (Oil Blend), compositional consisting of:
- молекулярно модифицированной и частично облагороженной подвижной НПП, как образовавшейся в процессе катагенеза, так и находящейся в пластах до термохимического воздействия на них;- Molecularly modified and partially refined mobile NPP, both formed in the process of catagenesis, and located in layers before thermochemical impact on them;
- десорбированной молекулярно модифицированной и частично облагороженной НПП, которая до термохимического воздействия находилась в адсорбированном состоянии на внутренней поверхности округлых и щелевых пор пласта (адсорбированная НПП, - до 25% от всей величины НПП, находящейся в пласте). Чем менее проницаемым является пласт, тем в нем удельно больше адсорбированной, удерживаемой поверхностью флюидопроводящих каналов, НПП;- desorbed molecularly modified and partially refined NPP, which, prior to thermochemical exposure, was in an adsorbed state on the inner surface of round and slotted pores of the formation (adsorbed NPP, - up to 25% of the total value of NPP in the formation). The less permeable the formation is, the more specifically the adsorbed, retained by the surface of the fluid channels, NPP;
- молекулярно модифицированных и частично облагороженных жидких и подвижных нефтепродуктов конверсии битуминозной нефти (термобитум + тяжелые/средние нефти) и битумоидов (смол и асфальтенов);- molecularly modified and partially refined liquid and mobile oil products for conversion of bituminous oil (thermo-bitumen + heavy / medium oils) and bitumen (resins and asphaltenes);
- сгенерированной внутри продуктивного пласта из керогена синтетической нефти (Synthetic Oil).- generated within the reservoir from synthetic oil kerogen (Synthetic Oil).
Ингибитор. Под ингибитором (лат. inhibere «задерживать») понимается общее название веществ, подавляющих или задерживающих течение физиологических и физико-химических процессов.Inhibitor. An inhibitor (lat. Inhibere "to detain") is a general name for substances that suppress or retard the course of physiological and physicochemical processes.
Катализатор. Под катализатором понимается химическое вещество, ускоряющее реакцию, но не расходующееся в процессе реакции.Catalyst. A catalyst is understood as a chemical that accelerates the reaction but is not consumed during the reaction.
Растворители. В заявленном способе используются органические растворители, преимущественно, из групп: (1) ароматических растворителей (бензол, толуол, сольвент и др.), (2) хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.) и (3) гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.).Solvents. In the claimed method, organic solvents are used, mainly from the groups: (1) aromatic solvents (benzene, toluene, solvent, etc.), (2) chlorine-substituted hydrocarbons (chloroform (trichloromethane), carbon tetrachloride, etc.) and (3) hydroaromatic solvents (tetralin, decalin, etc.).
Интенсифицированные тепловые взрывы. Под интенсифицированными тепловыми взрывами понимаются тепловые взрывы, которые, благодаря присутствию катализаторов, инициируются и осуществляются за более короткий временной период, чем в таких же условиях осуществляются «конвенциональные» (в данном случае, - без присутствия катализатора) тепловые взрывы. Так, например, если в одних и тех же условиях «конвенциональный» тепловой взрыв в пласте инициируется за 30 секунд, то интенсифицированный тепловой взрыв инициируется за 20 или за 10 секунд в зависимости от типа, качества и концентрации катализатора. Интенсифицированные тепловые взрывы позволяют в околоскважинном объеме пласта увеличить проницаемость в большей степени, чем «конвенциональные» тепловые взрывы.Intensified heat explosions. Intensified thermal explosions are understood as thermal explosions, which, due to the presence of catalysts, are initiated and carried out in a shorter time period than “conventional” (in this case, without the presence of a catalyst) thermal explosions occur under the same conditions. So, for example, if under the same conditions a "conventional" thermal explosion in a formation is initiated in 30 seconds, then an intensified thermal explosion is initiated in 20 or 10 seconds, depending on the type, quality and concentration of the catalyst. Intensified thermal explosions allow increasing permeability in the near-wellbore volume of the formation to a greater extent than "conventional" thermal explosions.
Отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы. Под отложенными/задержанными во времени тепловыми взрывами понимаются тепловые взрывы, которые, благодаря присутствию ингибиторов, инициируются позже, чем в таких же условиях инициируются и осуществляются «конвенциональные» (в данном случае, - без присутствия ингибиторов) тепловые взрывы. Так, например, если в одних и тех же условиях «конвенциональный» тепловой взрыв инициируется в пласте через 30 секунд, то отложенный/задержанный во времени тепловой взрыв может инициироваться в пласте через 300 секунд или через 1200 секунд, в зависимости от типа, качества и концентрации используемого ингибитора. В отличие от «конвенциональных» тепловых взрывов, отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы возможно осуществить в более отдаленных от скважины зонах пласта.Delayed / delayed thermal explosions. Delayed / delayed thermal explosions are understood as thermal explosions that, due to the presence of inhibitors, are initiated later than under the same conditions, “conventional” (in this case, without the presence of inhibitors) thermal explosions are initiated and carried out. So, for example, if under the same conditions a "conventional" thermal explosion is initiated in the formation after 30 seconds, then a delayed / delayed thermal explosion can be initiated in the formation after 300 seconds or after 1200 seconds, depending on the type, quality and the concentration of the inhibitor used. In contrast to “conventional” thermal explosions, delayed / delayed thermal explosions can be carried out in more distant from the wellbore zones of the formation.
Объем внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью. Под объемом внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью понимается часть объема внутрипластовой реторты, в котором были осуществлены «конвенциональные» тепловые взрывы и/или интенсифицированные тепловые взрывы и/или отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы, в результате чего проницаемость в этой части объема внутрипластовой реторты достигает максимального значения.The volume of the in situ retort with maximum permeability. The volume of an in-situ retort with maximum permeability is understood as a part of the volume of an in-situ retort in which “conventional” thermal explosions and / or intensified thermal explosions and / or delayed / delayed in time thermal explosions were carried out, as a result of which the permeability in this part of the in-situ retort volume reaches maximum value.
Площадь контакта объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью с остальным объемом внутрипластовой реторты. Под площадью контакта объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью с остальным объемом внутрипластовой реторты понимается площадь наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью.Contact area of the volume of the in-situ retort with maximum permeability with the rest of the volume of the in-situ retort. The area of contact of the volume of the in-situ retort with maximum permeability with the rest of the volume of the in-situ retort is understood as the area of the outer surface of the volume of the in-situ retort with the maximum permeability.
Компенсатор термобарических изменений длины колонны НКТ с ТИП. Под компенсатором понимается устройство, которое позволяет НКТ с ТИП многократно циклично изменять свою длину (удлиняться и укорачиваться) в скважине при условии сохранения разобщения объема скважины ниже компенсатора от объема скважины, выше компенсатора. Так, например, в одной и той же скважине в объеме скважины ниже компенсатора может находиться флюид, например, имеющий Т=480°C при Р=45 МПа и плотности 250,5 кг/м3, а в объеме скважины выше компенсатора может находиться флюид, например, имеющий Т=120°C при Р=3 МПа и плотности 944,5 кг/м3. Таким образом, компенсатор помимо того, что позволяет компенсировать термобарические изменения длины НКТ, одновременно выполняет и функцию внутрискважинного высокотемпературного пакера высокого давления.Compensator of thermobaric changes in tubing string length with TYPE. A compensator is a device that allows tubing with a TYPE to repeatedly change its length (lengthen and shorten) in the well, provided that the isolation of the well volume below the compensator from the well volume, above the compensator is maintained. For example, in one and the same well in a volume well below the compensator may be a fluid, for example having T = 480 ° C at P = 45 MPa and a density of 250.5 kg / m 3, and in the volume well above the compensator can be a fluid, for example, having T = 120 ° C at P = 3 MPa and a density of 944.5 kg / m 3 . Thus, in addition to compensating for temperature and pressure changes in tubing length, the compensator also functions as a downhole high-temperature high-pressure packer.
«Листоватость» продуктивных пластов. Одной из особенностей продуктивных пластов, в частности, баженовской свиты является их природная «листоватость», которая проявляется в том, что между слоями горной породы расположены слои тяжелых углеводородов (битумоидов), состоящие, преимущественно, из смеси смол и асфальтенов, которые выполняют функцию «цементирования» горной породы."Leafiness" of productive layers. One of the features of productive formations, in particular, of the Bazhenov Formation, is their natural "foliation", which is manifested in the fact that layers of heavy hydrocarbons (bitumoids) are located between the layers of the rock, consisting mainly of a mixture of resins and asphaltenes, which perform the function of " cementing "rock.
Отбор ВТН в режиме фонтанирования скважины и компакция продуктивного пласта. Весьма существенным является то, что удаление продуктов растворения, состоящих из растворителя, растворенных смол и асфальтенов, жидких подвижных углеводородов, углеводородных и иных газов (жидкая смесь) из призабойной зоны скважины нефтекерогеносодержащего пласта осуществляют в режиме фонтанирования скважины под давлением, значение которого выше гидростатического давления. Такой подход не позволяет допустить компакции продуктивного пласта. Керогенсодержащие «листоватые» продуктивные пласты, как правило, лишены «скелета», их пористость и проницаемость поддерживаются только за счет того, что в поровом пространстве такого продуктивного пласта присутствуют внутрипластовые флюиды, распирающее давление которых всегда превышает уровень гидростатического давления. Поэтому если распирающее давление внутрипластовых флюидов в продуктивном пласте падает ниже уровня гидростатического давления, то начинается процесс компакции такого продуктивного пласта, или, иначе, процесс «схлопывания», как субгоризонтальных, так и субвертикальных флюидопроводящих каналов, что ведет к уменьшению пористости и проницаемости продуктивного пласта.Selection of HTN in the mode of well flowing and compaction of the productive formation. It is very important that the removal of dissolution products consisting of a solvent, dissolved resins and asphaltenes, liquid mobile hydrocarbons, hydrocarbon and other gases (liquid mixture) from the bottomhole zone of a well of an oil-kerogen-containing formation is carried out in the mode of well blowing under pressure, the value of which is higher than the hydrostatic pressure ... This approach does not allow compaction of the reservoir. Kerogen-containing “leafy” productive formations, as a rule, are devoid of a “skeleton”, their porosity and permeability are maintained only due to the fact that in the pore space of such a productive formation there are intra-formation fluids, the expanding pressure of which always exceeds the level of hydrostatic pressure. Therefore, if the expanding pressure of intra-formation fluids in the reservoir falls below the level of hydrostatic pressure, then the process of compaction of such a reservoir begins, or, in other words, the process of "collapse" of both sub-horizontal and sub-vertical fluid channels, which leads to a decrease in the porosity and permeability of the reservoir. ...
При отборе из такого продуктивного пласта жидкой смеси важно соблюдать, названное выше условие, не допускать падения внутрипластового давления ниже уровня гидростатического давления и всегда поддерживать его на уровне, который на 2-3 МПа превышает уровень гидростатического давления.When withdrawing a liquid mixture from such a productive formation, it is important to comply with the above condition, to prevent the drop of in-situ pressure below the hydrostatic pressure level and always maintain it at a level that is 2-3 MPa higher than the hydrostatic pressure level.
Термин «…в любой возможной концентрации» в заявленной группе изобретений может применяться по отношению исключительно к следующим компонентам, введенным в состав ультра-сверхкритической или сверхкритической воды: (а) пероксид водорода, (б) катализатор пероксида водорода и (в) ингибитор пероксида водорода. Так, например, введение в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду даже очень малого количества пероксида водорода приводит к тому, что в нефтекерогеносодержащем пласте инициируются самопроизвольные тепловые взрывы и при этом, чем выше концентрация пероксида водорода в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде, тем более интенсивными и более мощными станут такие внутрипластовые тепловые взрывы. Введение в водный раствор пероксида водорода даже очень малого количества катализатора пероксида водорода или его ингибитора способно, в первом случае, сократить продолжительность временного периода до начала осуществления внутрипластовых тепловых взрывов, а, во втором случае, увеличить продолжительность временного периода до начала осуществления таких внутрипластовых тепловых взрывов. Именно поэтому в заявленной группе изобретений при описании РАВ №3-8 может использоваться термин «… в любой возможной концентрации».The term "... in any possible concentration" in the claimed group of inventions can be applied exclusively to the following components introduced into the composition of ultra-supercritical or supercritical water: (a) hydrogen peroxide, (b) a hydrogen peroxide catalyst and (c) a hydrogen peroxide inhibitor ... So, for example, the introduction of even a very small amount of hydrogen peroxide into ultra-supercritical water or into supercritical water leads to the fact that spontaneous thermal explosions are initiated in the oil-kerogen-containing formation, and at the same time, the higher the concentration of hydrogen peroxide in ultra-supercritical or supercritical water, the more intense and powerful such in-situ thermal explosions will become. The introduction of even a very small amount of hydrogen peroxide catalyst or its inhibitor into an aqueous solution of hydrogen peroxide can, in the first case, reduce the duration of the time period before the start of in situ thermal explosions, and, in the second case, increase the duration of the time period before the start of such in situ thermal explosions. ... That is why in the claimed group of inventions when describing RAV No. 3-8, the term "... in any possible concentration" can be used.
РАВ (рабочий агент воздействия). В заявленной группе изобретений используются РАВ, доставляемые в строго определенной последовательности по колонне НКТ в околоскважинную подпакерную зону продуктивного пласта и оказывающие на нее термохимические воздействия. Основу РАВ составляет вода, имеющая температуру (Т) выше 593°C при давлении (Р) от 22,1 и до 60 МПа (вода в ультра-сверхкритическом состоянии) или имеющая температуру от 374°C до 593°C при Р от 22,1 до 60 МПа (вода в сверхкритическом состоянии). Физически РАВ - высокотемпературная пароводяная смесь, в которую введен один или несколько компонентов для регламентированного термохимического воздействия на продуктивный пласт.RAV (working agent of influence). In the claimed group of inventions, RAV are used, delivered in a strictly defined sequence along the tubing string to the near-wellbore sub-packer zone of the productive formation and exerting thermochemical effects on it. The basis of RAB is water having a temperature (T) above 593 ° C at a pressure (P) from 22.1 to 60 MPa (water in an ultra-supercritical state) or having a temperature from 374 ° C to 593 ° C at P from 22 , 1 to 60 MPa (supercritical water). Physically, RAV is a high-temperature steam-water mixture, into which one or more components have been introduced for a regulated thermochemical effect on the reservoir.
Вода переходит в свое сверхкритическое состояние при температуре равной 373,95°C и давлении равном 22,064 МПа.Water passes into its supercritical state at a temperature of 373.95 ° C and a pressure of 22.064 MPa.
Поэтому температура 373,95°C является критической температурой и обозначается Ткр, а давление 22,064 МПа является критическим давлением и обозначается Ркр.Therefore, a temperature of 373.95 ° C is a critical temperature and is denoted by T cr , and a pressure of 22.064 MPa is a critical pressure and is denoted by P cr .
Если один их этих параметров ниже критического значения, то вода находится в докритическом состоянии.If one of these parameters is below the critical value, then the water is in a subcritical state.
В большинстве случаев (за исключением РАВ №9 и №10) в заявленном изобретении используется или вода в ультра-сверхкритическом состоянии, или в сверхкритическом состоянии. Это значимо для достижения указанного технического результата, так как вода, находящаяся в сверхкритическом или в ультра-сверхкритическом состоянии, приобретает промежуточные свойства между свойствами ее в газовой и жидкой фазе. Так, сверхкритическая или ультра-сверхкритическая вода обладает высокой плотностью, близкой к жидкости, низкой вязкостью и при отсутствии межфазных границ поверхностное натяжение также исчезает. Коэффициент диффузии при этом имеет промежуточное значение между жидкостью и газом. Вещества в сверхкритическом состоянии могут применяться в качестве заменителей некоторых органических растворителей в лабораторных и промышленных процессах, наибольший интерес и распространение в связи с определенными свойствами получили сверхкритическая вода и сверхкритический диоксид углерода.In most cases (with the exception of
По своей растворяющей способности, вода в сверхкритическом состоянии схожа с ацетоном, имеющим температуру 20-25°C.In terms of its dissolving power, supercritical water is similar to acetone, which has a temperature of 20-25 ° C.
В РАВ №9 и в РАВ №10 используется вода в докритическом состоянии, а растворители и спирты в сверхкритическом состоянии, что также весьма существенно для достижения указанного технического результата.In RAV No. 9 and in RAV No. 10, water is used in a subcritical state, and solvents and alcohols in a supercritical state, which is also very important for achieving the specified technical result.
Вертикальная или направленно-наклонная скважина типа «Елка».Vertical or directionally-inclined "Yolka" type well.
Для осуществления заявленной группы изобретений используется вертикальная или направленно-наклонная скважина типа «Елка», которая состоит из основного ствола скважины, оснащенного радиальными субгоризонтальными необсаженными стволами малого диаметра (до 60 мм) длинной до 100 метров (позициями не обозначены). Схема такой скважины представлена на Фиг. 2.To implement the claimed group of inventions, a vertical or directionally-inclined "Yolka" type well is used, which consists of a main wellbore equipped with radial sub-horizontal open holes of small diameter (up to 60 mm) up to 100 meters long (not indicated). A diagram of such a well is shown in Fig. 2.
Пластовые зоны. Под пластовыми зонами (Фиг. 3) или зонами нефтекерогеносодержащего пласта (позиция 3) до которого пробурена вертикальная скважина (позиция 4) с субгоризонтальными радиальными стволами (позиция 5) подразумеваются:Reservoir zones. Reservoir zones (Fig. 3) or zones of an oil-kerogen-bearing formation (position 3) to which a vertical well (position 4) with sub-horizontal radial wells (position 5) is drilled is meant:
- пластовая зона №1 (позиция 1), это околоскважинный объем пласта, радиус которого не превышает 1-го метра от ствола скважины. Трансформация тяжелых углеводородов в напористый неорганический углерод в этой зоне, а также КИН углеводородов в жидкой или в газообразной форме из этой зоны достигает своего возможного максимума;- reservoir zone No. 1 (position 1), this is the near-wellbore volume of the reservoir, the radius of which does not exceed 1 meter from the wellbore. The transformation of heavy hydrocarbons into aggressive inorganic carbon in this zone, as well as the oil recovery factor of hydrocarbons in liquid or gaseous form from this zone reaches its possible maximum;
- пластовая зона №2 (позиция 2), это околоскважинный объем пласта, радиус которого составляет от 1-го до 3-х метров.- formation zone No. 2 (position 2), this is the near-wellbore volume of the formation, the radius of which is from 1 to 3 meters.
Естественно, что данные зоны являются условными, в реальном пласте нет его четкого разделения на данные зоны. Такое условное разделение пласта на зоны способствует лучшему пониманию существа заявленной группы изобретений.Naturally, these zones are conditional, in a real reservoir there is no clear division into these zones. This conditional division of the formation into zones contributes to a better understanding of the essence of the claimed group of inventions.
Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами и таблицей, на которых:The essence of the claimed group of inventions is illustrated by graphic materials and a table on which:
- на фиг. 1 - диаграмма, характеризующая влияние керогена на объем извлекаемых углеводородных ресурсов баженовской свиты;- in Fig. 1 is a diagram characterizing the influence of kerogen on the volume of recoverable hydrocarbon resources of the Bazhenov formation;
- на фиг. 2 - схема вертикальной скважины типа «Елка»;- in Fig. 2 - diagram of a vertical well of the Yolka type;
- на фиг. 3 - схема пластовых зон нефтекерогеносодержащего продуктивного пласта;- in Fig. 3 is a diagram of the formation zones of an oil-kerogen-containing productive formation;
- на фиг. 4 - схема технологического комплекса, используемого для осуществления заявленного способа;- in Fig. 4 is a diagram of the technological complex used to implement the claimed method;
- таблица - алгоритм циклического термохимического воздействия рабочими агентами на нефтекерогеносодержащий продуктивный пласт при осуществлении способа.- table - an algorithm of cyclic thermochemical action of working agents on an oil-kerogen-containing reservoir during the implementation of the method.
Для осуществления заявленного способа может быть использован технологический комплекс (Фиг. 4), включающий модуль водоподготовки 6, к входу которого подсоединена линия подвода технической воды, а выход подведен к входу емкости 7 для хранения подготовленной в модуле 6 воды. Выход данной емкости подсоединен к входу генератора 8 подготовки сверхкритической или ультра-сверхкритической воды (далее - генератор).To implement the claimed method, a technological complex (Fig. 4) can be used, including a
Технологический комплекс оснащен блоком 9 приготовления РАВ, к которому параллельно посредством трубопроводов (позициями не обозначены) подсоединены емкость 10 для 30-50% раствора пероксида водорода, емкость 12 для воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe2 +), емкость 14 для воды, насыщенной ингибитором водорода (пероксида водорода), например, натрия фосфатом, емкость 22 для органического растворителя и емкость 24 для спиртов.The technological complex is equipped with a
При приготовлении РАВ для подачи компонентов из емкостей 10, 12, 14, 22 и 24 в блок 9 используются встроенные в трубопроводы насосы, соответственно, 11, 13, 15, 23 и 25 первый из которых (11) обеспечивает подачу в блок 9 приготовления РАВ пероксида водорода, второй (13) обеспечивает подачу в блок 9 воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe2 +), третий (15) обеспечивает подачу в блок 9 водного раствора, насыщенного ингибитором водорода, четвертый (22) обеспечивает подачу в блок 9 органического растворителя и пятый (25) обеспечивает подачу в блок 9 спиртов. Процесс приготовления РАВ заключается в смешивании поступающей в блок 9 из генератора 8 подготовленной соответствующим образом воды и одного или нескольких компонентов, необходимых для приготовления конкретного РАВ и поступающих в блок 9 из соответствующих емкостей (10, 12, 14, 22 и 24). Процесс приготовления РАВ не вызывает трудностей у специалистов.When preparing RAV for supplying components from
Выход блока 9 связан с емкостью с теплоизоляционным покрытием (ТИП) 16 для хранения с поддержанием заданной температуры и дозированной выдачи приготовленных в блоке 9 РАВ 21. Для поддержания заданной температуры помещенного в емкость с ТИП 16 РАВ, она оснащена регулируемым подогревателем (не показан) и теплоизолирующим покрытием (ТИП) (не показано). Контроль температуры РАВ осуществляется датчиками температуры (не показаны).The outlet of
Выход емкости с ТИП 16 подведен на вход расположенной в вертикальной скважине (без радиальных стволов) 17 колонне НКТ 18 с ТИП, в которую встроен компенсатор 19 термобарических изменений длины колонны НКТ с ТИП, наружная поверхность которого постоянно и плотно (без зазора) контактирует с внутренней поверхностью обсадной трубы (не показана) скважины. Колонна НКТ опущена в скважину до нефтекерогеносодержащего продуктивного пласта 20.The outlet of the tank with
Весьма важным для достижения указанного технического результата и новым по отношению к решению - наиболее близкому аналогу, является использование в технологическом комплексе компенсатора 19. Компенсатор встроен в колонну НКТ, и он выполняет две функции: (1) компенсирует термобарические изменения длины колонны НКТ с ТИП и (2) обеспечивает герметичное разобщение объема скважины на надпакерный и подпакерный объемы, находящиеся, соответственно, выше и ниже компенсатора. Использование колонны НКТ с ТИП, в которую встроен компенсатор 19, позволяет отказаться от использования сложной скважинной конфигурации «Труба в трубе».It is very important to achieve the specified technical result and new in relation to the solution - the closest analogue, is the use in the technological complex of the
Естественно, что такой компенсатор должен эффективно работать в условиях высокой температуры и давления, имеющих место при эксплуатации скважины, а также обладать высокими антифрикционными свойствами, так как его наружная поверхность постоянно находится в плотном контакте с обсадной трубой скважины и циклически перемещается относительно нее при компенсации термобарических линейных деформаций колонны НКТ.Naturally, such a compensator should work effectively under high temperature and pressure conditions that occur during well operation, as well as have high antifriction properties, since its outer surface is constantly in close contact with the well casing and cyclically moves relative to it when compensating for thermobaric linear deformations of the tubing string.
Такие компенсаторы известны из уровня техники, см., например, патент РФ №2688807 «Компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб».Such compensators are known from the prior art, see, for example, RF patent No. 2688807 "Compensator for thermobaric changes in the length of a tubing string".
Весьма существенным является также введение в конструкцию технологического комплекса емкостей 7 и 16. Их наличие позволяет осуществить технологическую «развязку» модуля водоподготовки 6 и генератора 8, обеспечив работу каждого из них в оптимальном режиме с постоянным резервом подготовленной воды в емкости 7, а также гарантированно обеспечить поступление заданного количества РАВ в продуктивный пласт.It is also very important to introduce
Работа комплекса осуществляется, предпочтительно, в автоматическом режиме, для чего комплекс оснащен системой управления (не показана).The operation of the complex is carried out, preferably, in automatic mode, for which the complex is equipped with a control system (not shown).
Естественно, комплекс оснащен датчиками контроля температуры и давления сред, генерируемых технологическим комплексом, а также стандартной транспортирующей и запорно - регулирующей арматурой (не показана), обеспечивающей его работу в автоматическом режиме.Naturally, the complex is equipped with sensors for monitoring the temperature and pressure of the media generated by the technological complex, as well as with standard transport and shut-off and control valves (not shown), which ensure its operation in automatic mode.
Блоки и модули технологического комплекса, выполнение которых не раскрыто в данной заявке, являются известными и их конструктивное решение не составляет предмета патентной охраны.Blocks and modules of the technological complex, the implementation of which is not disclosed in this application, are known and their constructive solution does not constitute the subject of patent protection.
Заявленный способ, с использованием приведенного выше технологического комплекса, осуществляют следующим образом.The claimed method, using the above technological complex, is carried out as follows.
Технологический комплекс, выполнение которого раскрыто выше, обеспечивает приготовление РАВ, их хранение и доставку с заданными параметрами в околоскважинную зону продуктивного пласта.The technological complex, the implementation of which is disclosed above, ensures the preparation of RAV, their storage and delivery with specified parameters to the near-wellbore zone of the productive formation.
В процессе работы комплекса (осуществления способа) техническая вода подается в модуль 6 водоподготовки, в котором осуществляются очистка воды от загрязнений и механических примесей с применением стандартных средств механической фильтрации и ее умягчение с использованием обратного осмоса и ультрафильтрации. Тонкая механическая очистка воды - удаление из воды различных нерастворенных взвесей осуществляется промышленными мультипатронными фильтрами с промывными титановыми мембранами. Тонкость очистки составляет до 0,1 мкм, что предотвращает образование засоров и быстрый износ деталей парогенератора, а также процесс кольматации пласта. Нетрудно сделать вывод, что модуль водоподготовки должен содержать также блок обезжелезивания и деманганации воды - удаление из воды железа и марганца как в растворенной, так и в окисленной форме промышленными фильтрами. При необходимости для окисления растворенных в воде металлов применяются дополнительные методы: аэрация, отстаивание, дозирование реагентов, что предотвращает образование шлама и засоры. Также значимым компонентом модуля водоподготовки является блок дегазация воды - устранение из воды коррозионноактивных веществ: кислорода и углекислоты при помощи химводоподготовки, предварительной термической деаэрации (нагрев воды при постоянном давлении) или с использованием процесса вакуумной дегазации (противоток воды и пара).During the operation of the complex (implementation of the method), industrial water is supplied to the
Подготовленная вода из модуля водоподготовки 6 подается на хранение в емкость 7 для подготовленной воды, из которой дозировано, насосом (не показан), имеет возможность подачи в генератор 8, в котором осуществляется процесс генерации ультра-сверхкритической воды (Т более 593°C при Р от 22,1 до 60 МПа) или сверхкритической воды (Т от 374 до 593°C при Р от 22,1 до 60 МПа) за счет ее нагрева в теплообменном устройстве генератора. В качестве генератора может быть использован, в частности, модуль, известный из патента РФ на полезную модель «Модуль генерации ультра-сверхкритического рабочего агента» №189433 от 14 января 2019 г.Prepared water from the
Приготовленная в генераторе 8 вода подается в блок 9, в который из соответствующей емкости (емкостей) подается (подаются) компонент (ы) для приготовления конкретного РАВ.The water prepared in the
Блок 9 представляет собой толстостенную трубу с ТИП длиной до 10 метров с входными каналами для инжектирования в блок 9 подготовленной воды из генератора 8 и компонентов из емкостей 10, 12, 14, 22, 24, и выходным каналом, подведенным на вход емкости 16, предназначенной для хранения и дозированной выдачи приготовленных в блоке 9 РАВ 21.
Приведем состав каждого используемого для осуществления способа РАВ и процесс его приготовления.Here is the composition of each RAV used to implement the method and the process of its preparation.
РАВ №1RAV No. 1
РАВ №1 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии, которую получают в генераторе 8 из подаваемой из емкости 7 подготовленной воды.RAV No. 1 is water in an ultra-supercritical or supercritical state, which is obtained in the
Решение об использовании РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды или в форме сверхкритической воды принимается в каждом отдельном случае и зависит, в основном, от конкретных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта (пористость, проницаемость, водонасыщенность, нефтенасыщенность, содержание (%) Сорг и др.). При неблагоприятных ФЕС продуктивного пласта используется РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды, имеющей меньшую плотность по сравнению с РАВ №1 в форме сверхкритической воды.The decision to use RAV No. 1 in the form of ultra-supercritical water or in the form of supercritical water is made in each individual case and depends mainly on the specific reservoir properties (reservoir properties) of the productive formation (porosity, permeability, water saturation, oil saturation, content ( %) C org , etc.). In case of unfavorable reservoir properties of the productive formation,
РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды используется, как правило, для интенсивного, но непродолжительного термохимического воздействия на продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт, в то время, как РАВ №1 в форме сверхкритической воды используется, напротив, для продолжительного термохимического воздействия на продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.
Приготовленный РАВ №1 из генератора 8 подают через блок 9 в емкость с ТИП 16. Запорная арматура всех других емкостей при этом перекрывает поступление их содержимого в блок 9.
РАВ №2RAV No. 2
РАВ №2 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную органическим растворителем, концентрация которого составляет от 1 до 500 кг/м3 воды в нормальном состоянии. В качестве органического растворителя используют растворители из группы ароматических растворителей (бензол, толуол, сольвент), или из группы хлорзамещенных углеводородов (хлороформ, тетрахлорметан), или из группы гидроароматических растворителей (тетралин, декалин).RAV No. 2 is water in a supercritical state, saturated with an organic solvent, the concentration of which is from 1 to 500 kg / m 3 of water in a normal state. As an organic solvent, solvents are used from the group of aromatic solvents (benzene, toluene, solvent), or from the group of chlorine-substituted hydrocarbons (chloroform, carbon tetrachloride), or from the group of hydroaromatic solvents (tetralin, decalin).
Битумоид (смолы и асфальтены), экстрагированный, например, хлороформом (CHCl3), называется «хлороформенный битумоид» или ХБ, а, например, спиртобензолом - смесью бензола (С6Н6) со спиртом (С2Н5ОН) - «спиртобензольный битумоид» или СПБ.Bitumen (resins and asphaltenes), extracted, for example, with chloroform (CHCl 3 ), is called "chloroform bitumoid" or CB, and, for example, alcohol benzene - a mixture of benzene (C 6 H 6 ) with alcohol (C 2 H 5 OH) - " alcohol-benzene bitumoid "or SPB.
Для приготовления РАВ №2 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 22 насосом 23 подают органический растворитель, в результате смешивания данных компонентов формируется РАВ №2, имеющий Т от 380 до 593°C при Р от 23 до 50 МПа, который подают в емкость с ТИП 16.To prepare
РАВ №3RAV No. 3
РАВ №3 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксида водорода (Н2О2) в концентрации от 1 до 500 кг/м3 воды в нормальном состоянии.RAV No. 3 is water in an ultra-supercritical state, saturated with 30-50% aqueous solution of hydrogen peroxide (H 2 O 2 ) at a concentration of 1 to 500 kg / m 3 of water in a normal state.
Для приготовления РАВ №3 полученную в генераторе 8 воду в ультра-сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 подают необходимое количество пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №3, который при Т выше 593°C при Р от 23 до 50 МПа подают в емкость с ТИП 16.To prepare RAV No. 3, the water obtained in the
РАВ №4RAV No. 4
РАВ №4 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксидом водорода (Н2О2) в концентрации от 1 до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии.RAV No. 4 is water in a supercritical state, saturated with 30-50% aqueous solution of hydrogen peroxide (H 2 O 2 ) in a concentration of 1 to 500 kg / m 3 of normal water.
Для приготовления РАВ №4 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 подают необходимое количество пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №4, который при Т от 380 до 593°C и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость с ТИП 16.To prepare RAV No. 4, the supercritical water obtained in the
РАВ №5RAV No. 5
РАВ №5 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксида водорода в концентрации от I до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии и ингибитором пероксида водорода (например, термически устойчивый при высоких температурах натрия фосфат - Na3Po4). Требуемая концентрация каждого из компонентов всегда определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.RAV No. 5 is water in an ultra-supercritical state, saturated with a 30-50% aqueous solution of hydrogen peroxide in a concentration of I to 500 kg / m 3 water in a normal state and an inhibitor of hydrogen peroxide (for example, sodium phosphate thermally stable at high temperatures - Na 3 Po 4 ). The required concentration of each of the components is always determined empirically for each separate reservoir.
Для приготовления РАВ №5 полученную в генераторе 8 воду в ультра-сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 насосом II и из емкости 14 насосом 15 подают в указанных выше пропорциях 30-50% водный раствор пероксида водорода и ингибитор пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов в блоке 9 РАВ №5, который при Т выше 593°C и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость с ТИП 16.To prepare RAV No. 5, the water obtained in the
РАВ №6RAV No. 6
РАВ №6 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии и ингибитором пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na3Po4). Требуемая концентрация каждого из компонентов всегда определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.RAV No. 6 is water in a supercritical state, saturated with 30-50% aqueous solution of hydrogen peroxide in a concentration of 1 to 500 kg / m 3 of normal water and an inhibitor of hydrogen peroxide (for example, sodium phosphate - Na 3 Po 4 ). The required concentration of each of the components is always determined empirically for each separate reservoir.
Для приготовления РАВ №6, полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии, подают в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 и из емкости 14 насосом 15 подают в указанных выше пропорциях пероксид водорода и ингибитор пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов в блоке 9 РАВ №6, который при Т от 380 до 593°C и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость с ТИП 16.To prepare RAV No. 6, the supercritical water obtained in the
РАВ №7RAV No. 7
РАВ №7 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную реактивом Фентона, который состоит из 30-50% водного раствора пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe2 +; Fe3 +). Требуемая концентрация каждого из компонентов всегда определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.RAV No. 7 is water in an ultra-supercritical state saturated with Fenton's reagent, which consists of a 30-50% aqueous solution of hydrogen peroxide in a concentration of 1 to 500 kg / m 3 of normal water and a catalyst in the form of iron II or III ions ( Fe 2 +; Fe 3 +). The required concentration of each of the components is always determined empirically for each separate reservoir.
Для приготовления РАВ №7 полученную в генераторе 8 воду в ультра-сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 насосом 11 подают пероксид водорода и из емкости 12 насосом 13 подают воду, насыщенную катализатором в форме ионов железа II (Fe2 +), получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №7, который при Т выше 593°C и Р от 23 до 50 МПа подают в емкость с ТИП 16.To prepare RAV No. 7, the ultra-supercritical water obtained in the
РАВ №8RAV No. 8
РАВ №8 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную реактивом Фентона, который состоит из 30-50% водного раствора пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe2 +; Fe3 +). Требуемая концентрация каждого из компонентов всегда определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.RAV No. 8 is water in a supercritical state saturated with Fenton's reagent, which consists of a 30-50% aqueous solution of hydrogen peroxide in a concentration of 1 to 500 kg / m 3 of normal water and a catalyst in the form of iron II or III (Fe 2 +; Fe 3 +). The required concentration of each of the components is always determined empirically for each separate reservoir.
Для приготовления РАВ №8 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 насосом 11 подают пероксид водорода и из емкости 12 насосом 13 подают воду, насыщенную катализатором в форме ионов железа II (Fe2 +), получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №8, который при Т от 380 до 593°C и Р от 23 до 50 МПа подают в емкость с ТИП 16.To prepare
РАВ №9RAV No. 9
РАВ №9 представляет собой воду в докритическом состоянии (Т до 374°C при Р до 60 МПа) насыщенную органическим растворителем, преимущественно, (1) из группы ароматических растворителей, например, бензолом (С6Н6) (для бензола: Ткр = 288.9°C, Ркр = 4.83 МПа) толуолом, сольвентом, или (2) группы хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.), или (3) гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.).RAV No. 9 is water in a subcritical state (T up to 374 ° C at P up to 60 MPa) saturated with an organic solvent, mainly (1) from the group of aromatic solvents, for example, benzene (C 6 H 6 ) (for benzene: T cr = 288.9 ° C, P cr = 4.83 MPa) with toluene, a solvent, or (2) a group of chlorine-substituted hydrocarbons (chloroform (trichloromethane), carbon tetrachloride, etc.), or (3) hydroaromatic solvents (tetralin, decalin, etc.).
Насыщающий воду органический растворитель находится в сверхкритическом состоянии.The organic solvent that saturates the water is in a supercritical state.
Концентрация органического растворителя в сверхкритическом состоянии в докритической воде составляет от 1 до 500 кг/м3 воды нормальном состоянии.The concentration of the organic solvent in the supercritical state in subcritical water is from 1 to 500 kg / m 3 of normal water.
В состав РАВ №9 также входит спирт, находящийся в сверхкритическом состоянии, например, этанол (С2Н5ОН), (для этанола: Ткр = 240,75°C при Ркр = 6,13 МПа).The composition of RAV No. 9 also includes alcohol in a supercritical state, for example, ethanol (C 2 H 5 OH), (for ethanol: T cr = 240.75 ° C at P cr = 6.13 MPa).
В соответствии с исследованием [4] оптимальная концентрация этанола в сверхкритическом состоянии в докритической воде составляет до 10% масс. от массы растворителя, что «способствует увеличению выхода жидких компонентов и снижению в их составе доли высокомолекулярных веществ».In accordance with the study [4], the optimal concentration of ethanol in the supercritical state in subcritical water is up to 10% of the mass. on the mass of the solvent, which "contributes to an increase in the yield of liquid components and a decrease in their composition of the proportion of high-molecular substances."
Приготовление РАВ №9 осуществляют следующим образом. Подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор 8, в котором осуществляется генерация ультра-сверхкритической воды или сверхкритической воды, которая подается в блок 9, в который одновременно из емкости 22 насосом 23 подается органический растворитель.The preparation of RAV No. 9 is carried out as follows. The prepared water from the
Параллельно, из емкости 24 насосом 25 подается спирт-этанол.In parallel, alcohol-ethanol is supplied from the
При смешении с водой, находящейся в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии, например, с бензолом, и, например, с этанолом температура ультра-сверхкритической или сверхкритической воды снижается, и она переходит в докритической состояние, имея температуру не выше 374°C. При этом, например, бензол и этанол, которые имеют критическую температуру значительно ниже, чем критическая температура сверхкритической воды, переходят в блоке 9 в сверхкритическое состояние. Таким образов в докритической воде присутствуют, например, бензол и этанол, находящиеся в сверхкритическом состоянии, что весьма существенно для достижения заявленного технического результата.When mixed with water in an ultra-supercritical or supercritical state, for example, benzene, and, for example, with ethanol, the temperature of ultra-supercritical or supercritical water decreases, and it goes into a subcritical state, having a temperature not higher than 374 ° C. In this case, for example, benzene and ethanol, which have a critical temperature significantly lower than the critical temperature of supercritical water, in
Приготовленный в блоке 9 РАВ №9 подается в емкость с ТИП 16.
РАВ №10RAV No. 10
РАВ №10 представляет собой воду, имеющую Т до 374°C при Р до 60 МПа (вода в докритическом состоянии), насыщенную спиртами, преимущественно, метанолом ((СН3ОН) Ткр = 239,45°C при Ркр = 8,09 МПа) и/или этанолом ((С2Н5ОН) Ткр = 240,75 при Ркр = 6,14 МПа), находящимися в сверхкритическом состоянии. Концентрация спиртов в докритической воде составляет от 1 до 500 кг/м3 воды в нормальном состоянии.RAV No. 10 is water with T up to 374 ° C at P up to 60 MPa (subcritical water) saturated with alcohols, mainly methanol ((CH 3 OH) T cr = 239.45 ° C at P cr = 8 , 09 MPa) and / or ethanol ((C 2 H 5 OH) T cr = 240.75 at P cr = 6.14 MPa), which are in a supercritical state. The concentration of alcohols in subcritical water is from 1 to 500 kg / m 3 of water in a normal state.
Приготовление РАВ №10 осуществляют следующим образом. Подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор 8, в котором осуществляется генерация ультра-сверхкритической (Т выше 593°C при Р от 22,1 до 60 МПа) или сверхкритической воды (Т от 374°C до 593°C при Р от 22,1 до 60 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 24 насосом 25 подаются спирты, преимущественно, метанол или этанол.The preparation of RAV No. 10 is carried out as follows. Prepared water from
Для того, чтобы не допускать термического разложения спиртов в РАВ №10 используется вода в докритическом состоянии температурой не выше 374°C при Р до 60 МПа.In order to prevent thermal decomposition of alcohols in RAV No. 10, water is used in a subcritical state with a temperature not higher than 374 ° C at P up to 60 MPa.
При смешении с водой, находящейся в ультра-сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии, например, с метанолом, или, например, с этанолом температура ультра-сверхкритической или сверхкритической воды снижается, и она переходит в докритической состояние, имея температуру не выше 374°C.When mixed with water in an ultra-supercritical or supercritical state, for example, with methanol, or, for example, with ethanol, the temperature of ultra-supercritical or supercritical water decreases, and it goes into a subcritical state, having a temperature not higher than 374 ° C.
При этом, например, метанол и этанол, которые имеют критическую температуру значительно ниже, чем критическая температура сверхкритической воды, переходят в блоке 9 в сверхкритическое состояние. Таким образов в докритической воде присутствуют, например, метанол и этанол, находящиеся в сверхкритическом состоянии, что весьма существенно для достижения заявленного технического результата.In this case, for example, methanol and ethanol, which have a critical temperature significantly lower than the critical temperature of supercritical water, are transformed in
Из современного уровня техники известно, что продолжительность процесса внутрипластового ожижения керогена, например, в сверхкритическом этаноле при Т до 350°C составляет ориентировочно 4-6 часов [5].It is known from the state of the art that the duration of the process of in situ liquefaction of kerogen, for example, in supercritical ethanol at T up to 350 ° C, is approximately 4-6 hours [5].
Приготовленный в блоке 9 РАВ №10 подается в емкость с ТИП 16 (далее емкость 16).Prepared in
В емкости 16 (не показано) каждый приготовленный РАВ каждый хранится с поддержанием заданной температуры, после чего по колонне НКТ насосом высокого давления (не показан) нагнетается по колонне НКТ 18 в продуктивный пласт 20 под заданным давлением.In container 16 (not shown), each prepared RAV is stored with maintaining a predetermined temperature, after which a high pressure pump (not shown) is pumped along the tubing string through the
Согласно заявленному способу, термохимическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют циклически, за пять циклов, при этом, каждый цикл включает несколько этапов, первым этапом каждого цикла является инжектирование в призабойную зону продуктивного пласта, определенного РАВ, а последним (заключительным) этапом каждого цикла является этап отбора углеводородов (водонефтяной эмульсии) из продуктивного пласта и доставка их на дневную поверхность.According to the claimed method, the thermochemical impact on the pay zone is carried out cyclically, in five cycles, while each cycle includes several stages, the first stage of each cycle is injection into the bottomhole zone of the pay zone, determined by the RAV, and the last (final) stage of each cycle is the stage selection of hydrocarbons (water-oil emulsion) from the reservoir and their delivery to the day surface.
Цикл №1.
Начальное термохимическое воздействие (первый этап) данного цикла на продуктивный пласт осуществляют с использованием заранее приготовленного РАВ №1 (как уже было отмечено выше, каждый используемый РАВ приготавливается заранее и хранится в емкости 16), который из емкости 16, насосом высокого давления по колонне НКТ с ТИП подается в околоскважинную зону продуктивного пласта (пластовая зона №1). Особенностью РАВ №1 является то, что он имеет очень низкую плотность, которая составляет примерно 94,645 кг/м3, а также низкую вязкость, а, следовательно, обладает повышенной проникающей способностью.The initial thermochemical impact (first stage) of this cycle on the reservoir is carried out using a previously prepared RAV No. 1 (as noted above, each used RAV is prepared in advance and stored in tank 16), which is from
При проникновении РАВ №1 в околоскважинную зону (пластовую зону №1), в ней формируется околоскважинная внутрипластовая высокотемпературная реторта, в которой, дополнительно к имеющейся естественной НПП, осуществляется генерация синтетических углеводородов за счет следующих процессов: (1) «сухой» и гидропиролиз керогена, в результате которого из керогена генерируются жидкие углеводороды (синтетическая нефть) и синтетический газ (сингаз), состоящий, преимущественно, из Н2, СН4, CO2 и СО, а также органические кислоты (до 2-х % от массы керогена); (2) термический крекинг, каталитический крекинг (в присутствии природных внутрипластовых катализаторов/горной породы) и гидрокрекинг (в присутствии сгенерированного внутри пласта Н2) углеводородов (включая битуминозную нефть) - частичное улучшение их качества; (3) карбонизация, преимущественно, низкокачественных тяжелых углеводородов - их трансформация в нанопористый неорганический углерод (битумоидов); (4) множественные автофлюидоразрывы пласта, связанные с увеличением объема внутрипластовых флюидов (в результате их теплового расширения и увеличения межгранулярного распирающего давления), частичной газификацией жидких углеводородов, а также внутрипластовой молекулярной модификацией керогена и генерации из него синтетической нефти и сингаза (сгенерированные из керогена вещества имеют объем на 30% больший, чем объем самого керогена). Все это приводит к повышению количества высокотехнологичной нефти, которая может быть доставлена на дневную поверхность, а также к существенному увеличению пористости и проницаемости околоскважинной зоны пласта и его реэнергизации (повышение внутрипластового давления).With the penetration of RAV No. 1 into the near-wellbore zone (reservoir zone No. 1), a near-well in-situ high-temperature retort is formed in it, in which, in addition to the existing natural NPP, synthetic hydrocarbons are generated due to the following processes: (1) "dry" and hydropyrolysis of kerogen , as a result of which liquid hydrocarbons (synthetic oil) and synthetic gas (syngas) are generated from kerogen, consisting mainly of Н 2 , СН 4 , CO 2 and CO, as well as organic acids (up to 2% by weight of kerogen) ; (2) thermal cracking, catalytic cracking (in the presence of natural in situ catalysts / rock) and hydrocracking (in the presence of H 2 generated in the reservoir) hydrocarbons (including bituminous oil) - partial improvement of their quality; (3) carbonization, predominantly of low-quality heavy hydrocarbons - their transformation into nanoporous inorganic carbon (bitumoids); (4) multiple autofluid fracturing associated with an increase in the volume of in-situ fluids (as a result of their thermal expansion and an increase in intergranular bursting pressure), partial gasification of liquid hydrocarbons, as well as in-situ molecular modification of kerogen and generation of synthetic oil and syngas from it (substances generated from kerogen) have a volume 30% larger than the volume of kerogen itself). All this leads to an increase in the amount of high-tech oil that can be delivered to the surface, as well as to a significant increase in the porosity and permeability of the near-wellbore zone of the formation and its re-energization (increase in intra-formation pressure).
После того, как внутрипластовое давление достигнет 50 МПа (на примере пласта, залегаемого на глубине 3000 метров), инжектирование РАВ №1 в околоскважинную зону пласта прекращают и начинают отбор углеводородов (второй этап) в режиме фонтанирования скважины.After the in-situ pressure reaches 50 MPa (on the example of a formation at a depth of 3000 meters), injection of
В процессе отбора водонефтяной эмульсии контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до 32-33 МПа, прекращают отбор углеводородов и осуществляют следующее термохимическое воздействие (цикл №2) на продуктивный пласт.In the process of sampling the oil-water emulsion, the in-situ pressure is monitored and, as soon as it drops to 32-33 MPa, hydrocarbons are removed and the next thermochemical action (cycle No. 2) is carried out on the productive formation.
Цикл №2.
Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта (пластовую зону №1) из емкости 16 инжектируют РАВ №7 (первый этап).To implement this cycle,
Использование именно РАВ №7 после РАВ №1 и отбора углеводородов при осуществлении первого цикла, позволяет инициировать в пластовой зоне №1 за счет наличия ионных катализаторов железа, интенсифицированные внутрипластовые тепловые взрывы, в результате чего сформированная на первом этапе улучшенная проницаемость пласта пластовой зоны №1 существенно возрастает за счет формирования в результате тепловых взрывов магистральных флюидопроводящих каналов относительно большой толщины (от 50 до 300 нм), что необходимо для проведения второго этапа данного цикла - инжектирования в пластовую зону №1 РАВ №1 в форме сверхкритической воды для осуществления следующего термохимического воздействия. При поступлении в пластовую зону №1 такого РАВ, за счет сформированных в пластовой зоне №1 флюидопроводящих каналов, а также в силу своей высокой текучести и малой вязкости, он проникает за пределы пластовой зоны №1 в пластовую зону №2, в которой он осуществляет, аналогично приведенному выше, продолжительную генерацию высокотехнологичной нефти. Весьма существенно, что РАВ №1 в форме сверхкритической воды является наиболее «экономичным» из всех используемых в заявленном изобретении РАВ, поэтому именно он, предпочтительно, используется именно для продолжительного термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт.The use of
Как только внутрипластовое давление достигает 50 МПа, инжектирование в околоскважинную зону пласта РАВ №1 прекращают и начинают отбор углеводородов (третий этап) в режиме фонтанирования скважины. В результате отбора углеводородов, который сопровождается некоторой компакцией пласта, особенно пластовой зоны №1, проницаемость пласта пластовой зоны №1 постепенно уменьшается, равно, как и уменьшается внутрипластовое давление продуктивного пласта, его внутренняя энергия.As soon as the in-situ pressure reaches 50 MPa, injection into the near-wellbore zone of the RAV No. 1 formation is stopped and hydrocarbons withdrawal (third stage) begins in the well flowing mode. As a result of the selection of hydrocarbons, which is accompanied by some compaction of the formation, especially of the formation zone No. 1, the permeability of the formation of the formation zone No. 1 gradually decreases, as well as the in-situ pressure of the productive formation and its internal energy decrease.
Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа отбор углеводородов прекращают и осуществляют следующее термохимическое воздействие (цикл №3) на околоскважинную зону продуктивного пласта.As soon as the in-situ pressure drops to 32-33 MPa, hydrocarbon extraction is stopped and the next thermochemical action (cycle No. 3) is carried out on the near-wellbore zone of the productive formation.
Цикл №3.
Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №8 (первый этап), обеспечивающий восстановление проницаемости околоскважинной зоны пласта, которая уменьшилась в результате отбора углеводородов на предыдущем цикле. Восстановление проницаемости пласта осуществляется за счет генерации интенсифицированных тепловых взрывов в присутствии ионных катализаторов железа II или III.To implement this cycle, RAV # 8 (first stage) is injected into the near-wellbore zone of the formation, which ensures the restoration of the permeability of the near-wellbore zone of the formation, which decreased as a result of hydrocarbon withdrawal in the previous cycle. Reconstruction of the formation permeability is carried out due to the generation of intensified thermal explosions in the presence of ionic catalysts of iron II or III.
После восстановления проницаемости пласта с использованием РАВ №8, приступают к закачке в продуктивный пласт РАВ №2 (второй этап данного цикла). Входящая в состав данного РАВ вода в сверхкритическом состоянии сама по себе является прекрасным растворителем смол и асфальтенов. Более того, в сверхкритической воде происходит их апгрейдинг и молекулы смол и асфальтенов уменьшаются в размерах. Использование данного РАВ №2 существенно повышает эффективность процесса растворения смол и асфальтенов, и, как следствие, ведет к образованию новых плоскостных субгоризонтальных флюидопроводящих каналов в форме субгоризонтальных плоскостей и новой субвертикальной трещиноватости, что, в целом, приводит к значительному повышению пористости и проницаемости околоскважинной зоны пласта. После завершения закачки в продуктивный пласт требуемого количества РАВ №2, его (пласт) на 24-48 часов целесообразно «ставить» на пропитку закаченным в него РАВ №2 для достижения наиболее полного растворения смол и асфальтенов.After the formation permeability is restored using
Использование для реализации способа именно органических растворителей, преимущественно, ароматических, обеспечивает не только более интенсивное растворение находящихся в порах органических соединений (битумоидов), но и уменьшение прочности донорно-акцепторных взаимодействий между отдельными фрагментами полимерной матрицы органического вещества (ОВ), что способствует более мягким условиям его термической деструкции [4]. Это позволяет увеличить степень конверсии ОВ (керогена и битумоидов) и расширить спектр получаемых продуктов.The use of organic solvents, mainly aromatic solvents for the implementation of the method, provides not only a more intense dissolution of organic compounds (bitumoids) in the pores, but also a decrease in the strength of donor-acceptor interactions between individual fragments of the polymer matrix of organic matter (OM), which contributes to softer the conditions of its thermal destruction [4]. This makes it possible to increase the degree of conversion of OM (kerogen and bitumoids) and expand the range of products obtained.
После завершения процесса пропитки продуктивного пласта РАВ №2, в продуктивный пласт инжектируют РАВ №5 или РАВ №6 (третий этап), которые используются для осуществления задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов в пласте, в результате которых проницаемость пласта (пластовые зоны №1 и №2) увеличивается. Применение РАВ №5 или РАВ №6 зависит от природных ФЕС пласта. Так, РАВ №5 используется, предпочтительно, для воздействия на более отдаленные зоны пласта (пластовая зона №2), в то время как, РАВ №6, предпочтительно, используется для осуществления задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов в пластовой зоне №1 и лишь частично в пластовой зоне №2.After the completion of the reservoir impregnation process with
В результате взаимодействия в сверхкритической внутрипластовой среде органического растворителя, например, бензола с пероксидом водорода, осуществляется экзотермическая реакция взрывного окисления бензола, продолжительностью от 10 до 20 секунд, в результате которой в микро и наноразмерных локальных областях продуктивного пласта давление кратковременно достигает 70-80 МПа, а температура 1100-1200°C. В этих микро и наноразмерных локальных областях продуктивного пласта смолы и асфальтены под действием высокого давления и температуры превращаются в нанопористый «мертвый» углерод, а сам процесс сопровождается генерацией сингаза, который, имея в своем составе Н2, существенно улучшает качество внутрипластовых жидких углеводородов, - высокотехнологичной нефти.As a result of the interaction in the supercritical in situ medium of an organic solvent, for example, benzene with hydrogen peroxide, an exothermic reaction of explosive oxidation of benzene takes place, lasting from 10 to 20 seconds, as a result of which in micro and nanosized local areas of the productive formation the pressure briefly reaches 70-80 MPa, and the temperature is 1100-1200 ° C. These micro and nanoscale local areas of the productive formation resins and asphaltenes under a high pressure and temperature are converted into nanoporous "dead" carbon, and the process is accompanied by the generation of syngas, which, having its composition of H 2, significantly improves the quality situ liquid hydrocarbons - high-tech oil.
После стабилизации давления в пласте, - его некоторого понижения, в околоскважинную зону (пласты пластовых зон №1 и №2) для осуществления термохимического воздействия, инжектируется РАВ №1 (четвертый этап) в форме сверхкритической воды для продолжительной генерации высокотехнологичной нефти из керогена, а также для улучшения качества углеводородов, поступающих в результате процесса фильтрации в околоскважинную зону с периферии продуктивного пласта по образованным за счет реализации задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов флюидопроводящим каналам и по плоскостным субгоризонтальным каналам, появившимся в продуктивном пласте в результате использования РАВ №2.After stabilizing the pressure in the reservoir, - its some decrease, in the near-wellbore zone (layers of reservoir zones No. 1 and No. 2) for the implementation of thermochemical treatment, RAV No. 1 (fourth stage) is injected in the form of supercritical water for continuous generation of high-tech oil from kerogen, and also to improve the quality of hydrocarbons coming as a result of the filtration process into the near-wellbore zone from the periphery of the productive formation through the fluid-conducting channels formed due to the implementation of delayed / delayed in time thermal explosions and through the planar sub-horizontal channels that appeared in the productive formation as a result of using RAV No. 2.
При достижении внутрипластового давления 50 МПа, инжектирование РАВ №1 в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, прекращают и начинают отбор (пятый этап) углеводородов.When the in-situ pressure reaches 50 MPa, injection of RAV No. 1 in the form of supercritical water is stopped and the extraction (fifth stage) of hydrocarbons begins.
Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор углеводородов прекращают и осуществляют следующие (цикл №4) термохимические воздействия.As soon as the in-situ pressure drops to 32-33 MPa, hydrocarbon extraction is stopped and the following (cycle No. 4) thermochemical actions are carried out.
Цикл №4.Cycle number 4.
Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №3 или РАВ №4 (первый этап). Использование РАВ №3 или РАВ №4 зависит от природных ФЕС пласта и применяется для осуществления стандартных тепловых взрывов, которые восстанавливают проницаемость пласта в околоскважинной зоне, которая ранее уже подвергалась термохимическому воздействию с использованием РАВ.To implement this cycle,
При этом РАВ №3 используют для осуществления стандартных тепловых взрывов, преимущественно, в пластовой зоне №2, а РАВ №4 используют, преимущественно, для осуществления стандартных тепловых взрывов в пластовой зоне №1.In this case,
Далее в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №10 (второй этап). Наличие в данном РАВ спиртов повышает эффективность процесса апгрейдинга внутрипластовых асфальтенов, - позитивных химических структурных трансформаций [4].Further, RAV No. 10 is injected into the near-wellbore zone of the formation (second stage). The presence of alcohols in this RAV increases the efficiency of the process of upgrading in-situ asphaltenes - positive chemical structural transformations [4].
Этому в значительной степени способствует то, что в результате предыдущих термохимических воздействий в продуктивном пласте уже сформирована сверхкритическая флюидная среда, а сама горная порода разогрета до температуры 400-450°C, поэтому при закачке в такой продуктивный пласт даже небольшого количества относительно холодного (до 374°C) РАВ №10 (при высоких концентрациях в нем спиртов, - до 50%), содержащиеся в его составе спирты, преимущественно, метанол и этанол продолжают находиться в продуктивном пласте в сверхкритическом состоянии достаточно продолжительное время (их критическая температура значительно ниже критической температуры воды) и способствуют повышению эффективности процесса внутрипластового улучшения качества асфальтенов. Более того, при нагреве внутри пласта спирты увеличиваются в объеме (в результате деструкции метанола могут быть образованы водород Н2, угарный газ СО, диметиловый эфир СН3ОСН3, формальдегид CH2O и метан CH4. А при деструкции этанола - метан СН4, угарный газ СО, этилен С2Н4, этан С2Н6 и вода), что приводит к дополнительной локальной реэнергизации продуктивного пласта и, соответственно, генерации внутри продуктивного пласта новой наноразмерной микро, мезо и макротрещиноватости, что, в конечном итоге влечет за собой повышение проницаемости и рост КИН.This is largely facilitated by the fact that, as a result of previous thermochemical impacts, a supercritical fluid medium has already been formed in the reservoir, and the rock itself is heated to a temperature of 400-450 ° C, therefore, when pumping into such a reservoir, even a small amount of relatively cold (up to 374 ° C) RAV No. 10 (at high concentrations of alcohols in it - up to 50%), the alcohols contained in its composition, mainly methanol and ethanol, continue to be in the reservoir in a supercritical state for quite a long time (their critical temperature is much lower than the critical temperature water) and contribute to an increase in the efficiency of the in-situ improvement of the quality of asphaltenes. Moreover, when heated inside the formation, alcohols increase in volume (as a result of the destruction of methanol, hydrogen H 2 , carbon monoxide CO, dimethyl ether CH 3 OCH 3 , formaldehyde CH 2 O and methane CH 4 can be formed. And during the destruction of ethanol, methane CH 4 , carbon monoxide CO, ethylene C 2 H 4 , ethane C 2 H 6 and water), which leads to additional local re-energization of the productive formation and, accordingly, the generation of new nanoscale micro, meso and macro fractures inside the productive formation, which ultimately entails an increase in permeability and an increase in oil recovery factor.
После завершения процесса закачки в продуктивный пласт РАВ №10 в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №1 в форме воды (третий этап), находящейся в сверхкритическом состоянии, для осуществления продолжительного термохимического воздействия на пласт и генерации высокотехнологичной нефти.After the completion of the process of injection into the productive
Как только внутрипластовое давление достигает 50 МПа, инжектирование РАВ №1 прекращают и начинают отбор углеводородов (четвертый этап).As soon as the in-situ pressure reaches 50 MPa, the injection of RAV No. 1 is stopped and the extraction of hydrocarbons begins (fourth stage).
Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор углеводородов прекращают и осуществляют следующие термохимические воздействия, регламентированные циклом №5.As soon as the in-situ pressure drops to 32-33 MPa, hydrocarbon extraction is stopped and the following thermochemical actions are carried out, regulated by cycle No. 5.
Цикл №5.
Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта инжектируют (первый этап) РАВ №1, в форме ультра-сверхкритической воды, имеющей температуру от 593°C до 650°C при давлении от 22,1 до 50 МПа. Использование РАВ №1 обеспечивает восстановление (а также, увеличение) пористости и проницаемости в пласте Пластовой зоны №1, которая существенно снижена после осуществления предыдущего цикла, поле чего для осуществления следующего термохимического воздействия в околоскважинную зону пласта инжектируют (второй этап) РАВ №9. РАВ №9 является наиболее эффективным РАВ, который используется на заключительных этапах разработки внутрипластовой реторты для растворения тяжелых углеводородов, преимущественно, смол и асфальтенов, соответственно, в пластовой зоне №2 и за ее пределами. При проникновении РАВ №9 за пределы пластовой зоны №2, его температура, которая при инжектировании в продуктивный пласт составляла, например, до 374°C снижается, примерно, до 320°C. Однако, входящие в РАВ №9 органический растворитель, например, бензол и этанол будут еще длительное время продолжать находиться в сверхкритическом состоянии (для бензола Ткр = 288.9°C и для этанола Ткр = 240,75°C) и, таким образом, соответственно, продолжать эффективно растворять смолы и асфальтены (формировать спиртобензольный битумоид) в наиболее отдаленной от ствола скважины пластовой зоне №2 и за ее пределами.To implement this cycle,
Присутствие этанола в РАВ №9 в сочетании, например, с бензолом приводит к (1) увеличению выхода жидких продуктов из органического вещества, содержащегося в пласте, (2) росту скорости процесса их образования в среднем на 15-35% в зависимости от качества самого органического вещества, а также (3) приводит к снижению в составе сгенерированных в продуктивном пласте жидких продуктов доли высокомолекулярных веществ, что, в целом, результируется в улучшение качества отбираемой высокотехнологичной нефти.The presence of ethanol in RAV No. 9 in combination, for example, with benzene leads to (1) an increase in the yield of liquid products from organic matter contained in the formation, (2) an increase in the rate of their formation by an average of 15-35%, depending on the quality of the organic matter, as well as (3) leads to a decrease in the proportion of high-molecular substances in the composition of the liquid products generated in the reservoir, which, in general, results in an improvement in the quality of the selected high-tech oil.
Как только внутрипластовое давление достигает 50 МПа, инжектирование РАВ №9 прекращают и начинают отбор (третий этап) углеводородов.As soon as the in-situ pressure reaches 50 MPa, the injection of RAV No. 9 is stopped and the extraction (third stage) of hydrocarbons begins.
Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор углеводородов прекращают.As soon as the in-situ pressure drops to 32-33 MPa, the extraction of hydrocarbons is stopped.
Далее циклическое термохимическое воздействие в приведенной выше (см. Таблица) или иной требуемой последовательности с чередованием использования РАВ №1-10 и отбором углеводородов ведут до формирования некоторого объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью и до момента полной отработки внутрипластовой реторты, - отбора из нее максимально возможного количества углеводородов, как в жидкой, так и в газообразной форме.Further, the cyclic thermochemical action in the above (see Table) or other required sequence with alternating use of RAV No. 1-10 and the selection of hydrocarbons is carried out until a certain volume of the in-situ retort with maximum permeability is formed and until the moment of complete development of the in-situ retort, - the maximum the possible amount of hydrocarbons, both in liquid and gaseous form.
В процессе инжектирования РАВ в пласт, компенсатор 19 компенсирует тепловое удлинение НКТ с ТИП 18, а в процессе отбора из пласта углеводородов компенсатор 19 компенсирует тепловое укорочение НКТ с ТИП. Тепловое удлинение НКТ с ТИП является следствием транспортировки по НКТ с ТИП высокотемпературных РАВ (Т не ниже 374°C) для последующего инжектирования в нефтекерогеносодержащий пласт. Укорочение же НКТ с ТИП является следствием отбора из нефтекерогеносодержащего пласта углеводородов с последующей транспортировкой их на дневную поверхность скважины по НКТ с ТИП и при этом температура отбираемых из нефтекерогеносодержащего пласта углеводородов может опускаться до 250°C.In the process of injecting RAV into the formation, the
Одновременно компенсатор 19 обеспечивает герметичность и разобщение объема скважины, находящегося выше компенсатора 19 от объема скважины, находящегося ниже компенсатора 19.At the same time, the
Предложенные РАВ и предложенная примерная последовательность их использования позволяет максимально увеличить объем внутрипластовой реторты (ее радиус увеличивается до 10 метров) с максимальной проницаемостью, из которой и через которую осуществляется эффективный отбор углеводородов, причем в процессе эксплуатации скважины, благодаря композиционным составам РАВ и предложенной примерной последовательности их использования, периодически восстанавливается проницаемость флюидопроводящих каналов и осуществляется формирование новых каналов, а также осуществляется эффективная генерация синтетической нефти из керогена, битуминозной нефти и битумоидов, а также осуществляется улучшение качества НПП и формирование на их основе нефтяной смеси, - высокотехнологичной нефти с доставкой ее на дневную поверхность скважины, существенно повышая КИН, причем отбор углеводородов осуществляется при минимальных потерях РАВ за счет использования компенсатора.The proposed RAV and the proposed approximate sequence of their use allow maximizing the volume of the in-situ retort (its radius increases to 10 meters) with maximum permeability, from which and through which effective hydrocarbon extraction is carried out, and during the operation of the well, due to the compositional compositions of the RAV and the proposed approximate sequence their use, the permeability of fluid channels is periodically restored and new channels are formed, as well as the efficient generation of synthetic oil from kerogen, bituminous oil and bitumoids is carried out, and the quality of NPP is improved and an oil mixture is formed on their basis - high-tech oil with its delivery to the day surface of the well, significantly increasing the oil recovery factor, and the selection of hydrocarbons is carried out with minimal losses of RAV due to the use of a compensator.
Так, например, при толщине пласта 30 метров площадь контакта с пластом наружной поверхности вертикальной скважины (без осуществления тепловых взрывов и использования органического растворителя, этанола и метанола), имеющей диаметр 50 м составляет 28,26 м2.So, for example, with a formation thickness of 30 meters, the area of contact with the formation of the outer surface of a vertical well (without thermal explosions and the use of an organic solvent, ethanol and methanol) with a diameter of 50 m is 28.26 m 2 .
При реализации технологии, раскрытой в решении - наиболее близком аналоге, площадь контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью (V=94,2 м3) с остальным объемом внутрипластовой реторты составляет 188,4 м2, а при использовании заявленной группы изобретений площадь контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью (V=9420 м3) с остальным объемом внутрипластовой реторты составляет уже 1884 м2.When implementing the technology disclosed in the solution - the closest analogue, the contact area of the outer surface of the volume of the in-situ retort with maximum permeability (V = 94.2 m 3 ) with the rest of the volume of the in-situ retort is 188.4 m 2 , and when using the claimed group of inventions the area the contact of the outer surface of the volume of the in-situ retort with the maximum permeability (V = 9420 m 3 ) with the rest of the volume of the in-situ retort is already 1884 m 2 .
Заявленная группа изобретений обеспечивает повышение эффективности термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащие пласты, что приводит к существенному росту КИН, а также снижает расходы РАВ.The claimed group of inventions provides an increase in the efficiency of thermochemical impact on oil-kerogen-containing formations, which leads to a significant increase in oil recovery factor, and also reduces the cost of RAV.
Источники информации:Sources of information:
[1] PART И: North America Tight Oil - Economics and Fiscal Competitiveness. Play Economics and Supply Prices. RODGERS. Oil and Gas Consulting. April 4, 2013.[1] PART I: North America Tight Oil - Economics and Fiscal Competitiveness. Play Economics and Supply Prices. RODGERS. Oil and Gas Consulting. April 4, 2013.
[2] ND Monthly Bakken* Oil Production Statistics. * Includes Bakken, Sanish, Three Forks, and Bakken/Three Forks Pools. August, 2018. https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf[2] ND Monthly Bakken * Oil Production Statistics. * Includes Bakken, Sanish, Three Forks, and Bakken / Three Forks Pools. August, 2018. https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf
[3] A.M. Брехунцов, И.И. Нестеров (2010), ОАО «РН Юганскнефтегаз».[3] A.M. Brekhuntsov, I.I. Nesterov (2010), OJSC RN Yuganskneftegaz.
[4] Павлуша Евгений Сергеевич. ТЕРМИЧЕСКОЕ РАСТВОРЕНИЕ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ В СРЕДЕ СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ ФЛЮИДОВ. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук. Кемерово - 2012.[4] Pavlusha Evgeny Sergeevich. THERMAL DISSOLUTION OF COMBUSTIBLE SHALES IN THE MEDIUM OF SUPERCRITICAL FLUIDS. ABSTRACT of the thesis for the degree of candidate of chemical sciences. Kemerovo - 2012.
[5] Transformation of Petroleum Asphaltenes in Supercritical Alcohols. Studied via FTIR and NMR Techniques. Andrey M. Chibiryaev, Ivan V. Kozhevnikov, Anton S. Shalygin, and Oleg N. Martyanov. Boreskov Institute of Catalysis, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences. American Chemical Society. Energy Fuels 2018, 32, 2117-2127.[5] Transformation of Petroleum Asphaltenes in Supercritical Alcohols. Studied via FTIR and NMR Techniques. Andrey M. Chibiryaev, Ivan V. Kozhevnikov, Anton S. Shalygin, and Oleg N. Martyanov. Boreskov Institute of Catalysis, Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences. American Chemical Society. Energy Fuels 2018, 32, 2117-2127.
[6] Liquefaction of oil shale in supercritical ethanol. T. YANG et al. Oil Shale 35(3) 279. September 2018.[6] Liquefaction of oil shale in supercritical ethanol. T. YANG et al. Oil Shale 35 (3) 279.September 2018.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130320A RU2726703C1 (en) | 2019-09-26 | 2019-09-26 | Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130320A RU2726703C1 (en) | 2019-09-26 | 2019-09-26 | Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2726703C1 true RU2726703C1 (en) | 2020-07-15 |
Family
ID=71616491
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019130320A RU2726703C1 (en) | 2019-09-26 | 2019-09-26 | Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2726703C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794571C1 (en) * | 2022-04-18 | 2023-04-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Method for determining the parameters of supercritical water injection |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6991036B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-01-31 | Shell Oil Company | Thermal processing of a relatively permeable formation |
| EA014196B1 (en) * | 2005-10-24 | 2010-10-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
| RU2447275C2 (en) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Heating of bituminous sand beds with pressure control |
| EA017711B1 (en) * | 2007-04-20 | 2013-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
| RU2543235C2 (en) * | 2013-07-23 | 2015-02-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный архитектурно-строительный университет" КГАСУ | Development method of shale deposits |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
| RU2671880C1 (en) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation |
-
2019
- 2019-09-26 RU RU2019130320A patent/RU2726703C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6991036B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-01-31 | Shell Oil Company | Thermal processing of a relatively permeable formation |
| EA014196B1 (en) * | 2005-10-24 | 2010-10-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
| RU2447275C2 (en) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Heating of bituminous sand beds with pressure control |
| EA017711B1 (en) * | 2007-04-20 | 2013-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
| RU2543235C2 (en) * | 2013-07-23 | 2015-02-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный архитектурно-строительный университет" КГАСУ | Development method of shale deposits |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
| RU2671880C1 (en) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794571C1 (en) * | 2022-04-18 | 2023-04-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Method for determining the parameters of supercritical water injection |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2671880C1 (en) | Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation | |
| AU2010359821B2 (en) | Apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
| CA2325777C (en) | Combined steam and vapor extraction process (savex) for in situ bitumen and heavy oil production | |
| RU2576267C1 (en) | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method | |
| US10907455B2 (en) | System and process for recovering hydrocarbons using a supercritical fluid | |
| EA015915B1 (en) | Controlling and assessing pressure conditions during treatment of tar sands formations | |
| EA026570B1 (en) | Method for recovering formation deposits | |
| CA3004204A1 (en) | Reactor and method for upgrading heavy hydrocarbons with supercritical fluids | |
| RU2694328C1 (en) | Method for intensification of extraction of gaseous hydrocarbons from nonconventional low-permeable gas-bearing formations of shale plays/formations and a technological complex for its implementation | |
| CA2837471C (en) | Method of recovering heavy oil from a reservoir | |
| WO2017041772A1 (en) | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation | |
| US9556717B2 (en) | Non-aqueous hydrocarbon recovery | |
| RU2624858C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect | |
| RU2726703C1 (en) | Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof | |
| RU2726693C1 (en) | Method for increasing efficiency of hydrocarbon production from oil-kerogen-containing formations and technological complex for its implementation | |
| WO2015059026A2 (en) | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions | |
| CN114876429B (en) | Method for exploiting heavy oil reservoir by utilizing shaft catalytic heat generation | |
| RU2704684C1 (en) | Method for production of high-technology oil and technological complex for its implementation | |
| RU2801030C2 (en) | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| Al-Rubaye et al. | Environmentally Friendly Method for Enhanced Heavy Oil Recovery by In-Situ Upgrading Process Based on Catalytic Steam Injection | |
| RU2569375C1 (en) | Method and device for heating producing oil-bearing formation | |
| Pang et al. | Study on Hydrothermal Cracking of Heavy Oil under the Coexisting Conditions of Supercritical Water and Non-condensate Gas | |
| RU2393346C1 (en) | Hydrocarbon extraction method | |
| Zhang et al. | Experimental and Numerical Studies of Supercritical Water Flooding for Offshore Heavy Oil Recovery |