RU2773594C1 - Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen - Google Patents
Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen Download PDFInfo
- Publication number
- RU2773594C1 RU2773594C1 RU2021117770A RU2021117770A RU2773594C1 RU 2773594 C1 RU2773594 C1 RU 2773594C1 RU 2021117770 A RU2021117770 A RU 2021117770A RU 2021117770 A RU2021117770 A RU 2021117770A RU 2773594 C1 RU2773594 C1 RU 2773594C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- viscosity
- reservoir
- natural bitumen
- steam
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 30
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims abstract description 25
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910000314 transition metal oxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910052803 cobalt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000969 carrier Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 184
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 34
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 15
- 230000001603 reducing Effects 0.000 abstract description 14
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 abstract description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000002427 irreversible Effects 0.000 abstract description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 56
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 14
- 230000003197 catalytic Effects 0.000 description 13
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 12
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 11
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 5
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- -1 for example Substances 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 3
- COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N L-phenylalanine Chemical compound OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=CC=C1 COLNVLDHVKWLRT-QMMMGPOBSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000005294 ferromagnetic Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- UXNCDAQNSQBHEN-UHFFFAOYSA-N 1,2,3,4-tetrahydrophenanthrene Chemical compound C1=CC2=CC=CC=C2C2=C1CCCC2 UXNCDAQNSQBHEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OGWJPJREDQYLQD-UHFFFAOYSA-N 1,2,3,4-tetramethylphenanthrene Chemical compound C1=CC=C2C3=C(C)C(C)=C(C)C(C)=C3C=CC2=C1 OGWJPJREDQYLQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGZLIZPBSLIKKG-UHFFFAOYSA-N 1,9-dimethylphenanthrene Chemical compound C1=C(C)C2=CC=CC=C2C2=C1C(C)=CC=C2 UGZLIZPBSLIKKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004070 6 membered heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 230000004059 degradation Effects 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatoms Chemical group 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atoms Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005291 magnetic Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000006188 syrup Substances 0.000 description 1
- 235000020357 syrup Nutrition 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium(0) Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с применением технологии паротепловой обработки скважин.The invention generally relates to the field of mining, in more detail to the oil industry and can be used in the development of deposits of high-viscosity oils or bitumen using the technology of steam-thermal treatment of wells.
Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта за счет последовательного осуществления трех технологических действий в заявленном техническом решении, а именно на первом этапе проводят паротепловое воздействие на пласт, далее следует совместное химическое и каталитическое воздействие на пласт с применением рабочего агента (композиции, состоящей из спирто - щелочного раствора, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo), обеспечивающих химическую конверсию высоковязкой нефти и природного битума и тем самым обеспечивают возможность интенсификации нефтеотдачи с необратимым эффектом снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов.The technical result consists in increasing the oil recovery of the reservoir due to the successive implementation of three technological actions in the claimed technical solution, namely, at the first stage, a steam-thermal effect on the reservoir is carried out, followed by a joint chemical and catalytic effect on the reservoir using a working agent (a composition consisting of alcohol - alkaline solution, which is a solution of sodium hydroxide in ethanol, and a catalyst based on transition metal oxides, where the metals are selected from the group: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo), providing chemical conversion of high-viscosity oil and natural bitumen and thus provide the possibility of enhanced oil recovery with an irreversible effect of reducing the viscosity and density of produced viscous oils and natural bitumens.
Кроме того, принимая во внимание наличие факта необратимого эффекта снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, автоматически реализована возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума.In addition, taking into account the fact of the irreversible effect of reducing the viscosity and density of produced viscous oils and natural bitumen, the possibility of improving the conditions for transportation and further processing of high-viscosity oil and natural bitumen is automatically realized.
Краткая сущность заявленного технического решения заключается в том, что заявленный способ заключается в строительстве или использовании уже существующих вертикальных скважин, обеспечивающих, кроме добычи высоковязкой нефти и природного битума, также возможность закачки рабочего агента.The brief essence of the claimed technical solution lies in the fact that the claimed method consists in the construction or use of existing vertical wells, providing, in addition to the production of high-viscosity oil and natural bitumen, also the possibility of pumping a working agent.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.Further in the text, the applicant gives the terms that are necessary to facilitate an unambiguous understanding of the essence of the claimed materials and to eliminate contradictions and / or controversial interpretations when performing an examination on the merits and when using the claimed technical solution.
Паротепловое воздействие - процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара (http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html).Steam-thermal effect - the process of heat propagation in the reservoir and oil displacement when water vapor is injected into the reservoir (http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html).
Паротепловая обработка скважин (ПТОС) - технология, заключающаяся в том, что в пласт через скважину закачивают теплоноситель (водяной пар), объем которого в пересчете на конденсат (т.е. воду) обычно составляет 1000-3000 тонн, далее скважину останавливают на срок от нескольких до десятков суток - так называемый период пропитки - после чего пускают в эксплуатацию. [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр. 30-31]Steam-thermal treatment of wells (STS) is a technology that consists in the fact that a coolant (steam) is pumped into the reservoir through a well, the volume of which in terms of condensate (i.e. water) is usually 1000-3000 tons, then the well is stopped for a period from several to tens of days - the so-called impregnation period - after which they are put into operation. [Antoniadi D.G. Steam-cycling treatment of bottom-hole zones in oil wells. - Krasnodar. Advice. Kuban, 2005, pp. 30-31]
Устье скважины - верхняя, приповерхностная, видимая часть скважины, на которой производится монтаж насосного и прочего оборудования. [https://rengm.m/burenie/konstrukcija-skvazhiny-na-neft-i-gaz-shema.html]Wellhead - the upper, near-surface, visible part of the well, on which pumping and other equipment is installed. [https://rengm.m/burenie/konstrukcija-skvazhiny-na-neft-i-gaz-shema.html]
Забой скважины - самая нижняя часть скважины, «дно», через которое осуществляется закачка технологических жидкостей, теплоносителей и др, а также обеспечение оптимальных условий извлечения флюида из продуктивного пласта. [https://rengm.ru/rengm/zaboi-neftj anoi-skvazhiny-konstrukcija.html]The bottom of the well is the lowest part of the well, the “bottom”, through which process fluids, heat carriers, etc. are injected, as well as ensuring optimal conditions for extracting fluid from the reservoir. [https://rengm.ru/rengm/zaboi-neftj anoi-skvazhiny-konstrukcija.html]
Паронефтяной фактор (паронефтяной коэффициент) - отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой нефти за счет паротеплового воздействияSteam-oil factor (steam-oil coefficient) - the ratio of the amount of steam injected into the reservoir to the amount of additionally produced oil due to the steam-thermal effect
[https://studbooks.net/1789797/geografiya/sravnenie_metodov_povysheniya_nefteotdachi][https://studbooks.net/1789797/geografiya/sravnenie_metodov_povysheniya_nefteotdachi]
Смолисто-асфальтеновые вещества (CAB) - это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы - в основном, ванадий, никель, железо и молибден. Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах обычно подразумевают смолы и асфальтены.Resinous-asphaltene substances (CAB) are a complex multicomponent mixture of high-molecular heteroatomic compounds, which simultaneously contain such elements as: carbon, hydrogen, sulfur, oxygen, nitrogen and metals - mainly vanadium, nickel, iron and molybdenum. Speaking of resinous-asphaltene substances, one usually means resins and asphaltenes.
[https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].[https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Смолы - твердые аморфные вещества либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4 - 5-ти колец, 1 - 3-х метальных групп и 1-го длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].Resins are solid amorphous substances or inactive liquids, from dark brown to black. The resin structure contains a polycyclic condensed system consisting of 4-5 rings, 1-3 methyl groups and 1 long alkyl substituent. In addition, the prerequisite is the presence of heteroatoms [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Асфальтены - аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4 - 5-ти фрагментов, которые в свою очередь, содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-neftAsphaltenes are dark brown to black amorphous solids with a crystal-like structure. Asphaltenes are structured as polycyclic, highly condensed, mostly aromatic systems linked to five- and six-membered heterocycles. Molecules consist of 4 - 5 fragments, which in turn contain several aromatic rings [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-neft
Анализ существующего уровня техники в исследуемой области показал следующее:An analysis of the existing state of the art in the study area showed the following:
- освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;- development of alternative sources of hydrocarbon raw materials, among which deposits of high-viscosity oils and natural bitumen are considered as the most promising, is an urgent task of the fuel and energy industry;
- подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловое воздействие на пласт, которое является наиболее надежным и эффективно применяемым способом освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума;- the vast majority of ongoing projects for the development of high-viscosity oil and natural bitumen deposits are associated with thermal methods of influencing the reservoir, for example, steam-thermal stimulation of the reservoir, which is the most reliable and effectively used method for developing high-viscosity oil and natural bitumen deposits;
- одним из актуальных и перспективных направлений развития термических методов добычи высоковязких нефтей и природных битумов является совершенствование паротепловых методов воздействия на пласт, включающее любое дополнительное воздействие (физическое, химическое), которое имеет своей целью повышение рентабельности и эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.- one of the current and promising directions in the development of thermal methods for the production of high-viscosity oils and natural bitumen is the improvement of steam-thermal methods of influencing the formation, including any additional impact (physical, chemical), which is aimed at increasing the profitability and efficiency of developing deposits of high-viscosity oils and natural bitumen.
Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе внутрипластовой добычи нефти при воздействии пара, которое как известно является краткосрочным, и обратимым, наблюдается только в период паротеплового воздействия и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 50 до 300°С.It should be noted that the identified technologies for the production of high-viscosity oils and natural bitumens provide some reduction in viscosity only at the stage of in-situ oil production under the action of steam, which, as is known, is short-term and reversible, is observed only during the period of steam-thermal action and in a sufficiently wide range to ensure decrease in viscosity in the temperature range from 50 to 300°C.
По мере же снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет уже около 50°С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды, при этом наблюдается весьма быстрое нарастание вязкости добываемой нефти по причине ее остывания - в следствие чего вязкость возрастает от минимальной 10 сантипуаз (далее сП) при 250°С в пласте, до 300 сП при 50°С, например, в устье добывающей скважины и до, например, 3000 сП при 20°С на земной поверхности. Таким образом, при добыче нефти при движении ее от продуктивного пласта по направлению к скважине и далее на поверхность, вязкость нефти возрастает на два порядка, например, от 10 сП до 3000 сП, что реально можно представить в виде изменения консистенции от состояния воды до состояния густого сиропа, при этом при такой вязкости возникает проблема по транспортировке продукта по трубопроводам.As the temperature decreases, for example, at the mouth of a production well, the temperature of the extracted raw material is already about 50 ° C, and during transportation through pipelines, the temperature drops to ambient temperature, while there is a very rapid increase in the viscosity of the produced oil due to its cooling - in as a result, the viscosity increases from a minimum of 10 centipoise (hereinafter cP) at 250°C in the reservoir, up to 300 cP at 50°C, for example, at the mouth of a production well, and up to, for example, 3000 cP at 20°C on the earth's surface. Thus, when oil is produced when it moves from the reservoir towards the well and further to the surface, the oil viscosity increases by two orders of magnitude, for example, from 10 cP to 3000 cP, which can actually be represented as a change in consistency from the state of water to the state thick syrup, while at such a viscosity there is a problem in transporting the product through pipelines.
Указанная проблема на дату представления заявочных материалов решается разными способами, при этом преимущественным и наиболее распространенным способом является подогрев добываемого флюида в местах его остывания, что является весьма дорогостоящим, сложным и низкоэффективным техническим решением.The indicated problem at the date of submission of application materials is solved in various ways, while the predominant and most common method is heating the produced fluid in places of its cooling, which is a very expensive, complex and inefficient technical solution.
Кроме того, паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счете, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.In addition, the steam-thermal effect on the reservoir to some extent contributes to the formation of radical chains of molecules of heavy components of high-viscosity oils and natural bitumens, which almost immediately undergo the process of crosslinking (recombination), which ultimately leads to changes in the composition of the oil and also to some extent is the reason for an even higher increase in the initial viscosity with a subsequent decrease in temperature, which complicates the further process of transportation and processing of the extracted heavy hydrocarbon feedstock.
Основываясь на вышеизложенном, заявителем установлено, что на дату представления заявочных материалов в мире существует насущная проблема:Based on the foregoing, the Applicant has determined that at the date of submission of application materials, there is a pressing problem in the world:
- по увеличению охвата продуктивного пласта тепловым воздействием с целью снижения вязкости и повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума;- to increase the coverage of the productive formation by thermal exposure in order to reduce viscosity and increase the efficiency of production of high-viscosity oil and natural bitumen;
- по упрощению перекачки добытой продукции по трубопроводу, которые вызывают существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке высоковязкой нефти и природного битума в целом, ввиду того, что паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счете, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры.- to simplify the pumping of extracted products through the pipeline, which cause significant difficulties in the transportation and further processing of high-viscosity oil and natural bitumen in general, due to the fact that the steam-thermal effect on the reservoir to some extent contributes to the formation of radical chains of molecules of heavy components of high-viscosity oils and natural bitumen, which almost immediately undergo a crosslinking (recombination) process, which ultimately leads to changes in the composition of the oil and also to some extent is the reason for an even higher increase in the initial viscosity with a subsequent decrease in temperature.
Кроме того, освоение месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением паротеплового воздействия сопряжено со значительными экономическими затратами на подготовку теплоносителя, например, пара, а также производства его в больших количествах, так как в основном паронефтяной фактор характеризуется высокими значениями экономических затрат.In addition, the development of deposits of high-viscosity oils and natural bitumen with the use of thermal steam exposure is associated with significant economic costs for the preparation of a coolant, for example, steam, as well as its production in large quantities, since the steam-oil factor is mainly characterized by high values of economic costs.
Принимая во внимание выявленные недостатки, заявителем предложено решить данную проблему посредством введения в пласт после закачки пара рабочего агента, включающего спирто-щелочного раствор и катализатор для внутрипластового облагораживания природных битумов в пластовых условиях, что будет обеспечивать снижение вязкости продукта до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - обеспечивать возможность транспортировки продукта по трубопроводу для подачи ее в хранилище и последующую транспортировку на переработку.Taking into account the identified shortcomings, the applicant proposed to solve this problem by introducing into the formation after injection of a steam of a working agent, including an alcohol-alkaline solution and a catalyst for in-situ upgrading of natural bitumen in reservoir conditions, which will reduce the viscosity of the product to such an extent as to ensure only efficient production, but most importantly - to ensure the possibility of transporting the product through the pipeline to supply it to the storage and subsequent transportation for processing.
Далее заявителем приведено описание воздействия каждого элемента рабочего агента (состава) и его (их) воздействия по отдельности и в совокупности в пласте, соответственно.Further, the applicant describes the impact of each element of the working agent (composition) and its (their) effects individually and collectively in the reservoir, respectively.
Термощелочное воздействие, основанное на комбинировании (сочетании) термического и щелочного воздействия на пласт, которое осуществляется путем предварительного нагнетания в пласт водяного пара с последующей закачкой раствора щелочи, обеспечит увеличение коэффициента охвата пласта за счет эффекта «саморегулирования», выражающегося в относительном повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта.Thermal alkali treatment based on a combination (combination) of thermal and alkaline stimulation of the formation, which is carried out by preliminary injection of water vapor into the formation with subsequent injection of an alkali solution, will increase the sweep efficiency of the formation due to the "self-regulation" effect, which is expressed in a relative increase in filtration resistance in highly permeable washed zones of the formation.
При этом обеспечивается прирост нефтеотдачи до 14,5% по сравнению с общеизвестным заводнением горячей водой или вытеснением нефти газом.This provides an increase in oil recovery up to 14.5% compared to the well-known hot water flooding or oil displacement by gas.
Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость породы пласта водой, то они обладают преимуществом перед другими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизированных пластах.Since alkaline solutions increase the water wettability of the formation rock, they have an advantage over other methods for use in preferably hydrophobic and hydrophobic formations.
Воздействие же катализатора на высоковязкие нефти и природные битумы приводит к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно;The impact of the catalyst on high-viscosity oils and natural bitumens leads to a significant change in the physico-chemical properties of oil, namely;
- предотвращению процесса сшивания высокомолекулярных радикалов, снижению доли CAB на 11%,- prevention of the process of cross-linking of high-molecular radicals, reduction of the share of CAB by 11%,
- увеличению доли легких фракций до 15%,- increase in the proportion of light fractions up to 15%,
- необратимому снижению вязкости до 60% по сравнению с исходной нефтью, за счет применения катализаторов, известных как таковых, по патенту заявителя №2608192 и, как следствие, приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению энергозатрат на транспортировку и, в целом, к снижению капитальных затрат на промышленную переработку высоковязких нефтей и природных битумов (см. патент №2608192).- an irreversible decrease in viscosity up to 60% compared to the original oil, due to the use of catalysts, known as such, according to the applicant's patent No. capital costs for the industrial processing of high-viscosity oils and natural bitumen (see patent No. 2608192).
Введение этилового спирта, который, как известно, обладает донорно-водородными свойствами, а также растворяющей способностью углеводородных компонентов, позволит одновременно минимизировать процесс сшивания (рекомбинации) образовавшихся в результате паротеплового воздействия свободных радикалов, что, в конечном счете, приведет к отсутствию повышения вязкости при снижении температуры, и обеспечит повышения охвата пласта и эффективности дальнейшего процесса транспортировки и переработки добытых высоковязких нефтей и природных битумов.The introduction of ethyl alcohol, which, as is known, has hydrogen-donating properties, as well as the dissolving ability of hydrocarbon components, will simultaneously minimize the process of crosslinking (recombination) of free radicals formed as a result of the steam-thermal effect, which, ultimately, will lead to the absence of an increase in viscosity at decrease in temperature, and will provide an increase in the coverage of the reservoir and the efficiency of the further process of transportation and processing of produced high-viscosity oils and natural bitumen.
Применение катализатора и спирто-щелочного раствора для облагораживания высоковязкой нефти и природного битума в пластовых условиях также уменьшит энергозатраты и положительно скажется на последующей подготовке нефти к транспортировке, так как в их (катализатора и спирто-щелочного раствора) присутствии после остывания сохраняются низкие значения вязкости высоковязкой нефти и природного битума и их возможно перекачивать по трубопроводам.The use of a catalyst and an alcohol-alkaline solution for upgrading high-viscosity oil and natural bitumen in reservoir conditions will also reduce energy costs and have a positive effect on the subsequent preparation of oil for transportation, since in their presence (a catalyst and an alcohol-alkaline solution) after cooling, low values of the viscosity of the high-viscosity oil and natural bitumen and it is possible to pump them through pipelines.
Таким образом, дополнительное химическое воздействие на пласт с применением катализаторов и спирто-щелочного раствора обеспечит возможность внутрипластовой химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в условиях пласта, а также позволит расширить степень охвата пласта паротепловым воздействием.Thus, an additional chemical treatment of the formation with the use of catalysts and an alcohol-alkaline solution will provide the possibility of in-situ chemical conversion of high-viscosity oils and natural bitumen in the conditions of the formation, and will also expand the degree of coverage of the formation by thermal steam treatment.
Вследствие выполнения указанных действий с использованием заявленного технического решения, включающего совокупность заявленных признаков, а именно -закачка пара, рабочего агента, включающего спирто-щелочной раствор и катализатор, обеспечивается повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума за счет увеличения охвата продуктивного пласта совокупным тепловым, химическим и каталитическим воздействием.As a result of performing these actions using the claimed technical solution, which includes a combination of the claimed features, namely, the injection of steam, a working agent, including an alcohol-alkaline solution and a catalyst, it is possible to increase the efficiency of developing a deposit of high-viscosity oil and natural bitumen by increasing the coverage of the productive formation by the total thermal , chemical and catalytic action.
Далее заявителем приведен анализ уровня техники на дату представления заявочных материалов, которые относятся к повышению эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума в условиях при применении паротеплового воздействия на пласт в присутствии и отсутствии щелочных растворов.Further, the applicant provides an analysis of the state of the art at the date of submission of the application materials, which relate to improving the efficiency of the production of high-viscosity oil and natural bitumen under conditions when applying steam-thermal stimulation to the formation in the presence and absence of alkaline solutions.
Известно изобретение по патенту RU №2009313 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти», включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают.An invention is known according to patent RU No. 2009313 "A method for developing a high-viscosity oil deposit", including periodic injection of steam into production wells, oil production and injection of a displacing agent into injection wells, characterized in that, in order to increase oil recovery of highly heterogeneous reservoirs by leveling the displacement front, cold water is used as a displacing agent, and cold water is injected during the period of steam injection into production wells, and during the period of oil withdrawal from production wells, cold water injection into injection wells is stopped.
Недостатком известного способа является невысокая по сравнению с заявленным техническим решением эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла ввиду последующей закачки холодной воды, что приведет к остыванию пласта, добываемого флюида и, как следствие, повышение его (флюида) вязкости, длительным простоем скважины в период пропитки, что предполагает наличие высокого паронефтяного фактора.The disadvantage of the known method is the low efficiency of oil production compared to the claimed technical solution, due to the low efficiency of using the heat introduced into the reservoir due to the subsequent injection of cold water, which will lead to cooling of the reservoir, the produced fluid and, as a result, an increase in its (fluid) viscosity, long downtime of the well during the impregnation period, which implies the presence of a high steam-oil factor.
Кроме того, закачка холодной воды после прогрева пласта паром исключает введение рабочего реагента, (по заявленному техническому решению) представляющего собой композицию из спирто - щелочного раствора, который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте и катализатора на основе оксидов переходных металлов, что исключает протекание химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, и, соответственно, указанный способ не обеспечивает снижение доли CAB и увеличение доли легких фракции, и, как следствие, вязкость и плотность высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях остаются на высоком уровне.In addition, the injection of cold water after heating the formation with steam eliminates the introduction of a working reagent, (according to the claimed technical solution) which is a composition of an alcohol-alkaline solution, which is a solution of sodium hydroxide in ethanol and a catalyst based on transition metal oxides, which eliminates the leakage chemical conversion of high-viscosity oils and natural bitumen in reservoir conditions, and, accordingly, this method does not provide a decrease in the proportion of CAB and an increase in the proportion of light fractions, and, as a result, the viscosity and density of high-viscosity oils and natural bitumen in reservoir conditions remain at a high level.
Известно изобретение по патенту RU №2144982 «Способ обработки призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы», включающий обработку призабойной зоны скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы, включающий закачку в пласт углеводородной жидкости с добавками ферромагнитных компонентов и поверхностно-активных веществ с последующим воздействием на пласт постоянным магнитным полем, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют водную щелочную эмульсию легкой смолы пиролиза с добавками ферромагнитных компонентов и кубовым остатком производства синтетических жирных кислот, воздействии ультразвука с частотой 100-1000 Гц при температуре исходных жидкостей 70-80°С. Перед образованием эмульсий водные растворы могут быть насыщены воздухом в количестве 1-550 дм3 на 1 м3 раствора.An invention is known according to patent RU No. 2144982 "Method of treating the bottomhole zone of wells producing heavy oils and natural bitumens", including the treatment of the bottomhole zone of wells producing heavy oils and natural bitumens, including injection of a hydrocarbon liquid into the formation with the addition of ferromagnetic components and surfactants with subsequent exposure to the formation by a constant magnetic field, characterized in that an aqueous alkaline emulsion of a light pyrolysis resin with the addition of ferromagnetic components and a VAT residue from the production of synthetic fatty acids is used as a hydrocarbon liquid, exposure to ultrasound with a frequency of 100-1000 Hz at a temperature of initial liquids of 70- 80°C. Before the formation of emulsions, aqueous solutions can be saturated with air in the amount of 1-550 dm 3 per 1 m 3 of the solution.
Недостатками известного способа является значительные энергетические затраты, т.к. требуется воздействие ультразвука с частотой 100-1000 Гц, при турбулентном перемешивании с температурой исходных компонентов эмульсии 70-80°С, и технологическая сложность обработки, т.к. используется насыщение газом водных щелочных растворов, например, воздухом, в количестве 1-50 дм3 на 1 м3 раствора перед воздействием ультразвуком, что значительно увеличивает не только энергетические затраты, но и значительно повышает трудоемкость технологического процесса и, как следствие, увеличивает временной интервал обработки скважины.The disadvantages of the known method is significant energy costs, tk. requires exposure to ultrasound with a frequency of 100-1000 Hz, with turbulent mixing with a temperature of the initial components of the emulsion of 70-80 ° C, and the technological complexity of processing, because gas saturation of aqueous alkaline solutions, for example, air, is used in the amount of 1-50 dm 3 per 1 m 3 of solution before exposure to ultrasound, which significantly increases not only energy costs, but also significantly increases the complexity of the process and, as a result, increases the time interval well treatment.
Кроме того, отсутствие применения пара, а также введения катализатора и спирта (по заявленному техническому решению) исключают протекание химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, связанную со снижением содержаения CAB, и как следствие, снижением вязкости и плотности высоковязкой нефти и природного битума. Это, в свою очередь, приведет к низкому дебиту и коэффициенту извлечения нефти.In addition, the absence of the use of steam, as well as the introduction of a catalyst and alcohol (according to the claimed technical solution) exclude the occurrence of chemical conversion of high-viscosity oil and natural bitumen, associated with a decrease in the content of CAB, and as a result, a decrease in the viscosity and density of high-viscosity oil and natural bitumen. This, in turn, will lead to low flow rates and oil recovery factors.
Известно изобретение по патенту RU №2065031 «Способ разработки нефтяного месторождения», включающий закачку в пласт гелеобразующего агента и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой гелеобразующего агента в пласте создают охлажденную зону путем закачки воды с температурой ниже забойной не менее чем на 10°С, в объеме и с темпом закачки, обеспечивающими охлаждение высокопроницаемых зон в радиусе не менее 2-3 м от ствола скважины, причем закачку гелеобразующего агента прекращают до начала процесса гелеобразования в охлажденной части пласта, а после закачки гелеобразующего агента скважину останавливают на время, необходимое для завершения процесса гелеобразования, отличающийся тем, что перед закачкой воды пласт предварительно нагревают паром.An invention is known according to patent RU No. 2065031 "Method of developing an oil field", including injection of a gel-forming agent into the reservoir and extraction of oil through production wells, characterized in that before injection of the gel-forming agent, a chilled zone is created in the reservoir by pumping water with a temperature below the bottomhole temperature of at least by 10°С, in the volume and at the injection rate, providing cooling of high-permeability zones within a radius of at least 2-3 m from the wellbore, and the injection of the gel-forming agent is stopped before the start of the gel-formation process in the cooled part of the formation, and after the injection of the gel-forming agent, the well is stopped for the time required to complete the gelation process, characterized in that the formation is preheated with steam before water is injected.
Способ направлен на такое охлаждение призабойной зоны, которое обеспечивает эффективное гелеобразование в пласте. Однако такая технология имеет недостатки, а именно, указанный способ не приводит к повышению эффективности использования введенного в пласт тепла и не обеспечивает гарантированные условия работы скважинных насосов.The method is aimed at such cooling of the bottomhole zone, which ensures effective gelation in the formation. However, this technology has disadvantages, namely, this method does not lead to an increase in the efficiency of using the heat introduced into the formation and does not provide guaranteed operating conditions for downhole pumps.
Существенным недостатком также является то, что известный способ исключает введение рабочего реагента, представляющего собой композицию из спирто - щелочного раствора (как в заявленном техническом решении), который представляет собой раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, что исключает протекание химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, и, соответственно, указанный способ не обеспечивает снижение доли CAB и увеличение доли легких фракции.A significant disadvantage is also that the known method excludes the introduction of a working reagent, which is a composition of an alcohol - alkaline solution (as in the claimed technical solution), which is a solution of sodium hydroxide in ethanol, and a catalyst based on transition metal oxides, which excludes the flow of chemical conversion of high-viscosity oils and natural bitumen in reservoir conditions, and, accordingly, this method does not provide a decrease in the proportion of CAB and an increase in the proportion of light fractions.
Это, в свою очередь, приведет к увеличению вязкости и плотности высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, низкому охвату пласта, дебиту и коэффициенту извлечения высоковязких нефтей и природных битумов.This, in turn, will lead to an increase in the viscosity and density of high-viscosity oils and natural bitumen in reservoir conditions, low sweep, flow rate and recovery factor of high-viscosity oils and natural bitumen.
Из исследованного уровня техники выявлено изобретение, выбранное заявителем в качестве прототипа, как совпадающее по наибольшему количеству совпадающих признаков, по патенту РФ №2435951 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти». Сущностью прототипа является способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ.From the studied state of the art, an invention was identified, chosen by the applicant as a prototype, as matching the largest number of matching features, according to RF patent No. 2435951 "Method of developing high-viscosity oil deposits". The essence of the prototype is a method for developing a high-viscosity oil deposit by pumping a coolant into the formation through a production well and then withdrawing oil through it, characterized in that after the coolant is injected into the well, a coolant is pumped into the well, which, or at least parts of it, use water , unheated water, alkaline or acid solution, oil, gas.
Основными недостатками прототипа по сравнению с заявленным техническим решением является:The main disadvantages of the prototype compared to the claimed technical solution are:
1 - низкий коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдача пласта), т.е. эффективности процесса вытеснения нефти из нефтеносного пласта и, как следствие, низкий показатель извлечения нефти;1 - low oil recovery factor (oil recovery), i.e. the efficiency of the process of oil displacement from the oil reservoir and, as a result, a low oil recovery rate;
2 - незначительная деструкция смолисто-асфальтеновых веществ и, как следствие, недостаточное снижение их (смолисто-асфальтеновых веществ) содержания, которые определяют высокую вязкость нефти;2 - slight destruction of tar-asphaltene substances and, as a result, insufficient reduction of their (tar-asphaltene substances) content, which determine the high viscosity of oil;
3 - низкое содержание легкой фракции, включающей насыщенные и ароматические углеводороды, вследствие незначительной деструкции смолисто-асфальтеновых веществ;3 - low content of the light fraction, including saturated and aromatic hydrocarbons, due to slight degradation of tar-asphaltene substances;
4 - высокий паронефтяной фактор ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;4 - high steam-oil factor due to the absence of the process of catalytic upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil;
5 - высокая плотность нефти ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;5 - high density of oil due to the absence of the process of catalytic upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil;
6 - высокое содержание серы ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;6 - high sulfur content due to the absence of the process of catalytic upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil;
7 - недостаточный охват пласта за счет отсутствия совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;7 - insufficient coverage of the reservoir due to the lack of a combination of thermal, chemical and catalytic effects on the reservoir;
8 - обратимое снижение вязкости, то есть возрастание вязкости до первоначальной при извлечении нефти на поверхность;8 - reversible decrease in viscosity, that is, an increase in viscosity to the original when oil is extracted to the surface;
9 - недостаточное улучшение состава, реологических и физико-химических характеристик добываемой высоковязкой нефти;9 - insufficient improvement in the composition, rheological and physico-chemical characteristics of the produced high-viscosity oil;
10 - недостаточный показатель дебита;10 - insufficient rate of production;
11 - низкая эффективность технологии ПТОС из-за того, что тепло, введенное в пласт, пусть не сразу, но отбирается после пуска скважины в эксплуатацию, ввиду закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину;11 - low efficiency of the PTOS technology due to the fact that the heat introduced into the reservoir, if not immediately, but is taken away after the well is put into operation, due to the injection of a coolant, which, or at least part of it, uses water, unheated water, alkaline or acid solution, oil, gas immediately after the coolant is injected into the well;
12 - высокие энергозатраты на добычу, подготовку, а также последующую траспортировку и переработку нефти, т.к. после остывания нефтепродукты восстанавливают прежние (исходные) параметры вязкости и их невозможно перекачивать по трубопроводам.12 - high energy consumption for production, preparation, as well as subsequent transportation and processing of oil, because after cooling, oil products restore their previous (initial) viscosity parameters and cannot be pumped through pipelines.
13 - отсутствие целесообразности использования катализаторов, как компонента композиции, для облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях при применении известного способа закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину, ввиду того, что снижение температуры исключает протекание процесса облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти.13 - the lack of expediency of using catalysts as a component of the composition for upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil in reservoir conditions using a known method of pumping a coolant, which, or at least part of it, uses water, unheated water, alkaline or acid solution, oil, gas immediately after injection of the coolant into the well, due to the fact that the decrease in temperature excludes the process of upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil.
Целью заявленного технического решения является устранение приведенных недостатков прототипа, что приводит в целом к повышению нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата тепловым, химическим и каталитическим воздействием на пласт с использованием теплоносителя (пара) и рабочего реагента, включающего композицию из спирто - щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. % раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, с применением заявленной совокупности действий, по мнению заявителя, не имеющих аналогов в мире, включающие последовательные закачки пара, рабочего агента и снова пара, обеспечивающих химическую конверсию (облагораживание) высоковязких нефтей и природных битумов и, соответственно, реализации целого комплекса задач, таких, как снижения вязкости, плотности, снижения доли CAB, увеличения легких фракций, увеличение охвата пласта, дебита и коэффициента нефтеизвлечения при добычи высоковязких нефтей и природных битумов. Вследствие указанного, обеспечивается возможность повышения эффективности отбора нефти с одновременной экономией эксплуатационных затрат. Кроме того, обеспечивается улучшение условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума за счет улучшения их (высоковязкой нефти и природного битума) реологических характеристик (снижения плотности и вязкости).The purpose of the claimed technical solution is to eliminate the above disadvantages of the prototype, which generally leads to an increase in oil recovery by increasing the coverage of thermal, chemical and catalytic effects on the reservoir using a coolant (steam) and a working reagent, including a composition of an alcohol - alkaline solution, which represents a 1-20 wt. % solution of sodium hydroxide in ethanol, and a catalyst based on transition metal oxides, using the declared set of actions, according to the applicant, which have no analogues in the world, including sequential injection of steam, working agent and steam again, providing chemical conversion (upgrading) of high-viscosity oils and natural bitumens and, accordingly, the implementation of a whole range of tasks, such as reducing viscosity, density, reducing the proportion of CAB, increasing light fractions, increasing the sweep, flow rate and oil recovery factor in the production of high-viscosity oils and natural bitumens. As a result of this, it is possible to increase the efficiency of oil recovery while saving operating costs. In addition, it provides an improvement in the conditions for transportation and further processing of high-viscosity oil and natural bitumen by improving their (high-viscosity oil and natural bitumen) rheological characteristics (reducing density and viscosity).
Техническими результатами заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно:The technical results of the claimed technical solution is to eliminate the shortcomings of the prototype, namely:
1 - повышение нефтеизвлечения (нефтеотдачи пласта), т.е. эффективности процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей за счет:1 - increase in oil recovery (oil recovery), i.e. the efficiency of the process of rock displacement from the oil-bearing formation and the production of high-viscosity oils due to:
2 - интенсификация деструкции асфальто-смолистых веществ в течение всего периода освоения месторождения, то есть снижение их доли в добываемой высоковязкой нефти и природного битума;2 - intensification of the destruction of asphalt-resinous substances during the entire period of development of the field, that is, a decrease in their share in the produced high-viscosity oil and natural bitumen;
3 - увеличение содержания легкой фракции, включающие насыщенные и ароматические углеводороды;3 - increase in the content of the light fraction, including saturated and aromatic hydrocarbons;
4 - снижение паронефтяного фактора до показателя 0,27 за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти,4 - reduction of steam-oil factor to 0.27 due to the process of catalytic upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil,
5 - снижение плотности нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти,5 - decrease in oil density due to the process of catalytic upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil,
6 - снижение содержания серы в нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;6 - reduction of sulfur content in oil due to the process of catalytic upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil;
7 - увеличение охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;7 - increase in reservoir coverage due to the combination of thermal, chemical and catalytic effects on the reservoir;
8 - достижение необратимого снижения вязкости;8 - achievement of an irreversible decrease in viscosity;
9 - улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;9 - improving the composition, rheological and physico-chemical characteristics of high-viscosity oil and natural bitumen;
10 - повышение дебита в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;10 - increase in production rate as a result of increasing the coverage of the reservoir and improving the composition, rheological and physico-chemical characteristics of high-viscosity oil and natural bitumen;
11 - повышение эффективности технологии ПТОС в целом за счет того, что тепло, введенное в пласт не будет отбираться после пуска скважины в эксплуатацию, ввиду повторной закачки водяного пара, и отсутствия закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину;11 - improving the efficiency of the PHE technology as a whole due to the fact that the heat introduced into the formation will not be taken away after the well is put into operation, due to the re-injection of water vapor, and the absence of injection of coolant, which, or at least part of it is used by water, unheated water, alkaline or acid solution, oil, gas immediately after the coolant is injected into the well;
12 - снижение энергозатрат, а также улучшение и упрощение условий добычи, подготовки, транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти;12 - reduction of energy costs, as well as improvement and simplification of conditions for the production, preparation, transportation and further processing of high-viscosity oil;
13 - возможность использования катализаторов, как компонента рабочего агента, для облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях при усовершенствовании известного способа закачки охлаждающей жидкости, путем замены ее на дополнительную закачку теплоносителя после закачки рабочего агента для осуществления облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях.13 - the possibility of using catalysts as a component of a working agent for upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil in reservoir conditions while improving the known method of pumping a coolant by replacing it with additional injection of a coolant after pumping a working agent to upgrade (chemical conversion) of high-viscosity oil in reservoir conditions.
Указанные результаты обеспечиваются за счет применения совокупности признаков заявленного технического решенияThese results are provided through the use of a combination of features of the claimed technical solution
Сущностью изобретения является способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в том, что в пласт через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. % раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в массовом соотношении спирто-щелочной раствор : катализатор = 1:1; затем через вертикальную добывающую скважину закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар, для продавливания рабочего реагента вглубь пласта с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума и интенсификации нефтеотдачи; далее через вертикальную добывающую скважину производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.The essence of the invention is a method for developing a deposit of high-viscosity oil and natural bitumen, which consists in the fact that a coolant is pumped into the reservoir through a vertical production well, which is used as water vapor; then, a working agent is pumped through a vertical production well, including a composition from an alcohol-alkaline solution, which is 1-20 wt. % solution of sodium hydroxide in ethanol, and a catalyst based on transition metal oxides, where the metals are selected from the group: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, where the composition of the reagents is contained in the alcohol-alkaline solution mass ratio: catalyst = 1:1; then, a heat carrier is pumped through a vertical production well, which is used as water vapor, to push the working reagent deep into the reservoir with the possibility of providing chemical conversion of high-viscosity oil and natural bitumen and enhanced oil recovery; further, through a vertical production well, high-viscosity oil and natural bitumen are selected.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1The claimed technical solution is illustrated in Fig. one
На Фиг. 1 приведена Таблица, в которой представлены результаты осуществления заявленного способа путем математического и лабораторного моделирования по Примерам 1, 2, 3, 4.On FIG. Table 1 shows the results of the implementation of the claimed method by mathematical and laboratory modeling according to Examples 1, 2, 3, 4.
Далее заявителем приведено осуществление заявленного технического решения.Further, the applicant shows the implementation of the claimed technical solution.
В пласт залежи высоковязкой нефти или природного битума через добывающую скважину закачивают теплоноситель, например, водяной пар.A coolant, for example, water vapor, is pumped into the reservoir of high-viscosity oil or natural bitumen through a production well.
Затем в пласт через добывающую скважину закачивают рабочий агент, включающий композицию из спирто-щелочного раствора, который представляет собой 1-20 мас. % раствор гидроксида натрия в этиловом спирте, и катализатора на основе оксидов переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Со, Ni, Cu, Zn, Mo, где композиция реагентов содержится в соотношении: спирто-щелочной раствор : катализатор на основе оксидов переходных металлов = 1:1 (далее - рабочий агент).Then, a working agent is pumped into the formation through a production well, including a composition of an alcohol-alkaline solution, which is 1-20 wt. % solution of sodium hydroxide in ethanol, and a catalyst based on transition metal oxides, where the metals are selected from the group: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, where the composition of the reagents is contained in the ratio: alcohol-alkaline solution: catalyst based on transition metal oxides = 1:1 (hereinafter referred to as the working agent).
Указанная область массовой концентрации (1-20 мас. %) гидроксида натрия в этиловом спирте является оптимальной, так как превышение концентрации выше указанного максимума будет экономически нецелесообразным, хотя и будет обеспечивать незначительное увеличение охвата пласта, в свою очередь использование концентраций менее представленных минимальных значений не приведет к заметному повышению эффективности раствора гидроксида натрия в повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта.The specified range of mass concentration (1-20 wt.%) of sodium hydroxide in ethanol is optimal, since exceeding the concentration above the specified maximum will not be economically feasible, although it will provide a slight increase in the sweep, in turn, the use of concentrations less than the minimum values presented is not will lead to a noticeable increase in the effectiveness of the sodium hydroxide solution in increasing the filtration resistance in highly permeable washed zones of the reservoir.
Реагенты, составляющие рабочий агент, а именно - щелочной раствор, этиловый спирт и катализатор работают следующим образом.The reagents that make up the working agent, namely, an alkaline solution, ethyl alcohol and a catalyst work as follows.
Щелочной раствор повышенной температуры способствует увеличению коэффициента охвата пласта за счет эффекта «саморегулирования», выражающегося в относительном повышении фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых зонах пласта.An alkaline solution of elevated temperature contributes to an increase in the reservoir sweep efficiency due to the “self-regulation” effect, which is expressed in a relative increase in filtration resistance in highly permeable washed zones of the reservoir.
Распределившись в пласте, катализатор запускает процесс разрушения смолисто-асфальтеновых веществ (CAB), а водородно-донорный растворитель - этиловый спирт позволяет исключить процесс сшивания (рекомбинации) образовавшихся в результате паротеплового воздействия свободных радикалов за счет чего снижается плотность, вязкость нефти, содержание в ней серы, азота. Таким образом, удается решить сразу две задачи - улучшить как химический, так и качественный состав добываемой нефти (битума). Это, в свою очередь, позволяет повысить нефтеотдачу и упростить дальнейшую транспортировку и переработку. Еще одним достоинством заявленного технического решения является очень большой срок службы катализаторов, которые способны работать практически в течение всего периода освоения месторождения.Having distributed in the reservoir, the catalyst starts the process of destruction of resinous-asphaltenic substances (CAB), and the hydrogen-donor solvent - ethyl alcohol makes it possible to exclude the process of cross-linking (recombination) of free radicals formed as a result of the steam-thermal effect, thereby reducing the density, viscosity of oil, the content in it sulfur, nitrogen. Thus, it is possible to solve two problems at once - to improve both the chemical and qualitative composition of the produced oil (bitumen). This, in turn, improves oil recovery and simplifies further transportation and processing. Another advantage of the claimed technical solution is the very long service life of the catalysts, which are able to operate during almost the entire period of field development.
Заявителем экспериментальным путем установлено (см. Таблицу на Фиг. 1), что в результате паротеплового воздействия в присутствии катализатора и спирта интенсифицируются процессы деструктивного гидрирования, при этом содержание CAB снижается, одновременно с чем наблюдают возрастание доли насыщенной фракции, которая обогащается нормальными алканами С10-С15, и ароматической фракции, которая насыщается тяжелыми ароматическими углеводородами, такими, как, например, диметилфенантрен, тетрагидрофенантрен, тетраметилфенантрен - продуктами деструкции смол и асфальтенов.The Applicant has experimentally established (see Table in Fig. 1) that as a result of thermal steam exposure in the presence of a catalyst and alcohol, destructive hydrogenation processes are intensified, while the CAB content decreases, at the same time an increase in the proportion of the saturated fraction, which is enriched with normal C 10 alkanes, is observed. -C 15 , and an aromatic fraction, which is saturated with heavy aromatic hydrocarbons, such as, for example, dimethylphenanthrene, tetrahydrophenanthrene, tetramethylphenanthrene - degradation products of resins and asphaltenes.
После закачки в пласт рабочего агента осуществляют его продавливание теплоносителем (например, водяным паром) вглубь пласта. При этом за счет совместного действия рабочего агента и водяного пара в пласте происходит химическая конверсия высоковязкой нефти или природного битума, в результате которой снижается его (нефти или битума) вязкость и, соответственно, увеличивается интенсификация нефтеотдачи.After the working agent is injected into the formation, it is forced by the coolant (for example, water vapor) deep into the formation. At the same time, due to the joint action of the working agent and water vapor in the reservoir, chemical conversion of high-viscosity oil or natural bitumen occurs, as a result of which its (oil or bitumen) viscosity decreases and, accordingly, the enhancement of oil recovery increases.
Затем через добывающую скважину производят отбор нефти.Then oil is taken through the production well.
Реализация способа осуществлена путем математического и лабораторного моделирования.The implementation of the method is carried out by mathematical and laboratory modeling.
В результате математического и лабораторного моделирования получают следующие данные:As a result of mathematical and laboratory modeling, the following data are obtained:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительную добычу (дебит) нефти, паронефтяной фактор, коэффициент нефтеизвлечения (математическое моделирование);- indicators of oil production after PTOS: additional production (debit) of oil, steam-oil factor, oil recovery factor (mathematical modeling);
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов, ароматических углеводородов, смол, асфальтенов, вязкость, плотность, содержание серы (лабораторное моделирование в реакторе).- indicators of oil after PTOS: content of saturated hydrocarbons, aromatic hydrocarbons, resins, asphaltenes, viscosity, density, sulfur content (laboratory simulation in the reactor).
Математическое моделирование заявленного способа заключается в расчете с помощью компьютерной программы оптимальных параметров паротепловой обработки скважины (ПТОС), воспроизводящих параметры реальной скважины, выбранной в качестве пилотного объекта, и, в результате, расчет показателей добычи нефти после ПТОС.Mathematical modeling of the claimed method consists in calculating, using a computer program, the optimal parameters of the steam-thermal treatment of a well (SHT), reproducing the parameters of a real well selected as a pilot object, and, as a result, calculating the oil production after the HTW.
В качестве пилотного объекта выбрано месторождение высоковязкой нефти с карбонатным типом коллектора, разрабатываемое ООО «РИТЭК».A high-viscosity oil field with a carbonate reservoir type, developed by LLC RITEK, was chosen as a pilot facility.
Параметры реальной скважины, выбранной в качестве пилотного объекта, составляют: радиальный элемент пласта радиусом 250 м, залегающий на глубине 1568 м, насыщен нефтью вязкости 2172 мПа⋅с при пластовых условиях: температуре 20°С и давлении 6,5 МПа. Пласт сложен породами карбонатного типа и имеет сильно неоднородную структуру. Начальная нефтенасыщенность 0,79, средняя пористость - 23,4%. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта. При осуществлении закачки теплоносителя, например, пара, температура и давление пара на устье скважины 350,3°С и 17 МПа, соответственно. При этом на забое скважины температура и давление составляет 305°С и 15 МПа, соответственно.The parameters of a real well selected as a pilot target are: a radial reservoir element with a radius of 250 m, lying at a depth of 1568 m, is saturated with oil with a viscosity of 2172 mPa⋅s at reservoir conditions: a temperature of 20°C and a pressure of 6.5 MPa. The reservoir is composed of carbonate-type rocks and has a highly heterogeneous structure. The initial oil saturation is 0.79, the average porosity is 23.4%. The well to be treated is located in the center of the reservoir element. During the injection of a coolant, for example, steam, the temperature and steam pressure at the wellhead are 350.3°C and 17 MPa, respectively. At the same time, at the bottomhole, the temperature and pressure are 305°C and 15 MPa, respectively.
Лабораторное моделирование заявленного способа включает реализацию пластовых условий с помощью реактора высокого давления, в котором моделируют паротепловое, химическое и каталитическое воздействие на высоковязкую нефть из пилотного объекта, а также температурное воздействие, соответствующее температуре на забое скважины, например, 200°С, 250°С и 300°С, после которого определяют показатели самой нефти после ПТОС.Laboratory modeling of the claimed method includes the implementation of reservoir conditions using a high pressure reactor, in which steam-thermal, chemical and catalytic effects on high-viscosity oil from a pilot facility are simulated, as well as temperature effects corresponding to the temperature at the bottom of the well, for example, 200°C, 250°C and 300°C, after which the performance of the oil itself after PTOS is determined.
Характеристики исходной нефти приведены в Таблице на Фиг. 1 (столбец 2): содержание насыщенных углеводородов составило 29,5 мас. %, ароматических углеводородов 40,5 мас. %, смол 21,6 мас. %, асфальтенов 8,4 мас. %, вязкость 2172 мПа⋅с, плотность 0,968 г/см3, содержание серы 3,3 мас. %.The characteristics of the original oil are shown in the Table in FIG. 1 (column 2): the content of saturated hydrocarbons was 29.5 wt. %, aromatic hydrocarbons 40.5 wt. %, resins 21.6 wt. %, asphaltenes 8.4 wt. %,
Далее заявителем приводится описание осуществления лабораторного моделирования в реакторе в общем виде.Further, the applicant describes the implementation of the laboratory simulation in the reactor in General terms.
Реактор представляет собой металлический толстостенный сосуд объемом 300 см3.The reactor is a metal thick-walled vessel with a volume of 300 cm 3 .
В реактор помещают, например, 70 г исследуемой нефти, добавляют, например, 30 г воды, и, например, 5 г рабочего агента (композицию реагентов в массовом соотношении: спирто-щелочной раствор : катализатор на основе оксидов переходных металлов = 1:1). С помощью баллона с интертным газом, например, азотом, доводят давление, например, до 9 МПа и нагревают, например, до температуры 200°С.For example, 70 g of the investigated oil is placed in the reactor, for example, 30 g of water are added, and, for example, 5 g of the working agent (composition of reagents in the mass ratio: alcohol-alkaline solution: catalyst based on transition metal oxides = 1:1) . Using a cylinder with an intert gas, for example, nitrogen, the pressure is brought to, for example, up to 9 MPa and heated, for example, to a temperature of 200°C.
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного способа.Further, the applicant provides examples of the implementation of the claimed method.
Пример 1. Математическое и лабораторное моделирование без добавления рабочего агента (контрольный опыт). Таблица на Фиг. 1 (3 столбец).Example 1. Mathematical and laboratory modeling without adding a working agent (control experiment). The table in Fig. 1 (3rd column).
Проведено математическое моделирование по контрольному опыту без добавления рабочего агента. Для этого выбрали следующие оптимальные параметры паротепловой обработки скважины (ПТОС): радиальный элемент пласта радиусом 250 м, температура и давление пара на устье скважины 255,3°С и 10 МПа соответственно, сухость пара 0,75, количество закачанного пара 2100 тонн. Температур на забое скважины 200°С, давление 9 МПа.Mathematical modeling was carried out on a control experiment without adding a working agent. To do this, the following optimal parameters of steam-thermal treatment of the well (SHT) were chosen: a radial formation element with a radius of 250 m, steam temperature and pressure at the wellhead 255.3°C and 10 MPa, respectively, steam dryness 0.75, the amount of injected steam 2100 tons. The temperature at the bottom of the well is 200°C, the pressure is 9 MPa.
Лабораторное моделирование осуществляли в реакторе, который представляет собой металлический толстостенный сосуд объемом 300 см3, куда помещают, например, 70 г исследуемой нефти, и, например, 30 г воды. С помощью баллона с инертным газом, например, азотом доводят давление до, например, 9 МПа и нагревают, например, до температуры 200°С.Laboratory modeling was carried out in a reactor, which is a metal thick-walled vessel with a volume of 300 cm 3 , where, for example, 70 g of the studied oil and, for example, 30 g of water are placed. With the help of a cylinder with an inert gas, for example nitrogen, the pressure is brought to, for example, 9 MPa and heated, for example, to a temperature of 200°C.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:Based on the results of calculations and the results of determining the rheological and physiochemical characteristics, the following data were obtained:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 2517 м3, паронефтяной фактор 0,83 тонн пара/м3 дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,27;- indicators of oil production after PTOS: additional production (debit) of oil amounted to 2517 m 3 , steam-oil factor 0.83 tons of steam/m 3 of additionally produced oil, oil recovery factor 0.27;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 28,0 мас. %, ароматических углеводородов 40,4 мас. %, смол 22,6 мас. %, асфальтенов 9,0 мас. %, вязкость 2580 мПа⋅с, плотность 0,982 г/см3, содержание серы 3,1 мас. %.- indicators of oil after PTOS: the content of saturated hydrocarbons was 28.0 wt. %, aromatic hydrocarbons 40.4 wt. %, resins 22.6 wt. %, asphaltenes 9.0 wt. %,
Пример 2. Математическое и лабораторное моделирование заявленного способа с добавлением рабочего агента и температурой на забое скважины 200°С. Таблица на Фиг. 1. столбец 4.Example 2. Mathematical and laboratory modeling of the claimed method with the addition of a working agent and a temperature at the bottomhole of 200°C. The table in Fig. 1.
Для проведения математического моделирования заявленного способа выбрали следующие параметры паротепловой обработки скважины (ПТОС): температура и давление пара на устье скважины 255,3°С и 10 МПа соответственно, сухость пара 0,75, количество закачанного пара 2100 тонн. Рабочий агент добавляют в количестве, например, 180 кг.To carry out mathematical modeling of the claimed method, the following parameters of the steam-thermal treatment of the well (SHT) were chosen: temperature and steam pressure at the wellhead 255.3°C and 10 MPa, respectively, steam dryness 0.75, the amount of injected steam 2100 tons. The working agent is added in an amount of, for example, 180 kg.
При этом температура на забое задана 200°С, давление 9,0 МПа.In this case, the temperature at the bottomhole is set to 200°C, the pressure is 9.0 MPa.
Лабораторное моделирование осуществляли в реакторе, который представляет собой металлический толстостенный сосуд объемом 300 см3, куда помещают, например, 70 г исследуемой нефти, добавляют, например, 30 г воды, 5 г рабочего агента (композицию реагентов в массовом соотношении: спирто-щелочной раствор : катализатор на основе оксидов переходных металлов = 1:1). С помощью баллона с инертным газом, например, азотом доводят давление до, например, 9 МПа и нагревают, например, до температуры 200°С.Laboratory modeling was carried out in a reactor, which is a metal thick-walled vessel with a volume of 300 cm : catalyst based on transition metal oxides = 1:1). With the help of a cylinder with an inert gas, for example nitrogen, the pressure is brought to, for example, 9 MPa and heated, for example, to a temperature of 200°C.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:Based on the results of calculations and the results of determining the rheological and physiochemical characteristics, the following data were obtained:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 2800 м3, что в 1,1 раз больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяной составил 0,75 тонн пара/м3 дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,29;- indicators of oil production after PTOS: additional production (debit) of oil amounted to 2800 m 3 , which is 1.1 times more than with traditional PTTS. The steam-oil amounted to 0.75 tons of steam/m 3 additionally produced oil, the oil recovery factor was 0.29;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 32,8 мас. %, ароматических углеводородов 37,3 мас. %, смол 21,4 мас. %, асфальтенов 8,5 мас. %, вязкость 2120 мПа⋅с, плотность 0,965 г/см3, содержание серы 3,0 мас. %.- indicators of oil after PTOS: the content of saturated hydrocarbons was 32.8 wt. %, aromatic hydrocarbons 37.3 wt. %, resins 21.4 wt. %, asphaltenes 8.5 wt. %,
Пример 3. Математическое и лабораторное моделирование заявленного способа с добавлением рабочего агента и температурой на забое 250°С. Таблица на Фиг. 1, столбец 5.Example 3. Mathematical and laboratory modeling of the claimed method with the addition of a working agent and a bottomhole temperature of 250°C. The table in Fig. 1,
Пример 3 осуществлен аналогично Примеру 2, за исключением того, что температура на забое при математическом моделировании и в реакторе при осуществлении лабораторного моделирования составила 250°С, давление 13,2 МПа.Example 3 was carried out similarly to Example 2, except that the bottomhole temperature during mathematical modeling and in the reactor during laboratory modeling was 250°C, pressure 13.2 MPa.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:Based on the results of calculations and the results of determining the rheological and physiochemical characteristics, the following data were obtained:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 6774 м3, что в 2,7 раза больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяной составил 0,31 тонн пара/м3 дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,31;- indicators of oil production after PTOS: additional production (debit) of oil amounted to 6774 m 3 , which is 2.7 times more than with traditional PTTS. The steam-oil amounted to 0.31 tons of steam/m 3 additionally produced oil, the oil recovery factor was 0.31;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 37,6 мас. %, ароматических углеводородов 42,2 мас. %, смол 14,5 мас. %, асфальтенов 5,7 мас. %, вязкость 1710 мПа⋅с, плотность 0,955 г/см3, содержание серы 2,6 мас. %.- indicators of oil after PTOS: the content of saturated hydrocarbons was 37.6 wt. %, aromatic hydrocarbons 42.2 wt. %, resins 14.5 wt. %, asphaltenes 5.7 wt. %,
Пример 4. Математическое и лабораторное моделирование заявленного способа с добавлением рабочего агента и температурой на забое 300°С. Таблица на Фиг. 1, столбец 6,Example 4. Mathematical and laboratory modeling of the claimed method with the addition of a working agent and a bottomhole temperature of 300°C. The table in Fig. 1,
Пример 4 осуществлен аналогично Примерам 2 и 3, за исключением того, что температура на забое при математическом моделировании и реакторе при осуществлении лабораторного моделирования составила 300°С, давление 15 МПа.Example 4 was carried out similarly to Examples 2 and 3, except that the bottomhole temperature during mathematical modeling and the reactor during laboratory simulation was 300°C, pressure 15 MPa.
По итогам расчетов и результатов определения реологических и физио-химических характеристик получены следующие данные:Based on the results of calculations and the results of determining the rheological and physiochemical characteristics, the following data were obtained:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дополнительная добыча (дебит) нефти составила 7778 м3, что в 3,1 раза больше, чем при традиционном ПТОС. Паронефтяной составил 0,27 тонн пара/м3 дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,34;- indicators of oil production after PTOS: additional production (debit) of oil amounted to 7778 m 3 , which is 3.1 times more than with traditional PTTS. The steam-oil amounted to 0.27 tons of steam/m 3 additionally produced oil, the oil recovery factor was 0.34;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 39,2 мас. %, ароматических углеводородов 45,2 мас. %, смол 11,8 мас. %, асфальтенов 3,8 мас. %, вязкость 1550 мПа⋅с, плотность 0,943 г/см3, содержание серы 2,3 мас. %.- indicators of oil after PTOS: the content of saturated hydrocarbons was 39.2 wt. %, aromatic hydrocarbons 45.2 wt. %, resins 11.8 wt. %, asphaltenes 3.8 wt. %,
Таким образом, из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты все поставленные цели и заявленные технические результаты:Thus, from the foregoing, we can conclude that the applicant has achieved all the goals and declared technical results:
1 - повышен коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи пласта) с 0,27 до 0,34 т.е. увеличена эффективность процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей и битумов за счет нагнетания рабочего агента и водяного пара через вертикальные скважины, при этом исключив недостатки известных способов;1 - increased oil recovery factor (oil recovery) from 0.27 to 0.34 i.e. the efficiency of the process of rock displacement from the oil-bearing formation and the production of high-viscosity oils and bitumen is increased due to the injection of a working agent and water vapor through vertical wells, while eliminating the disadvantages of known methods;
2 - достигнута интенсификация деструкции смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения и снижение доли смол (с 22,6% масс. до 11,8% масс.) и асфальтенов (с 9,0% масс. до 3,8% масс.);2 - an intensification of the destruction of resinous-asphaltenic substances was achieved during the entire period of development of the deposit and a decrease in the proportion of resins (from 22.6% wt. to 11.8% wt.) and asphaltenes (from 9.0% wt. to 3.8% wt.);
3 - достигнуто увеличение доли легких фракций - насыщенных (с 28,0% масс. до 39,2% масс.) и ароматических углеводородов (с 0.4% масс. до 45,2% масс.);3 - an increase in the proportion of light fractions - saturated (from 28.0% wt. to 39.2% wt.) and aromatic hydrocarbons (from 0.4% wt. to 45.2% wt.);
4 - снижен паронефтяной фактор до показателя с 0,83 т пара/м3 до 0,27 т пара/м3 дополнительно добытой нефти;4 - the steam-oil factor was reduced to an indicator from 0.83 t steam/m 3 to 0.27 t steam/m 3 additionally produced oil;
5 - снижена плотность нефти с 0,982 г/см3 до 0, 943 г/см3;5 - reduced oil density from 0.982 g/cm 3 to 0.943 g/cm 3 ;
6 - снижено содержание серы в нефти с % масс. 3,1% масс. до 2.3% масс.;6 - reduced sulfur content in oil with % wt. 3.1% wt. up to 2.3% wt.;
7 - достигнуто увеличение охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;7 - an increase in reservoir coverage was achieved due to the combination of thermal, chemical and catalytic effects on the reservoir;
8 - достигнуто необратимое снижение вязкости с 2580 мПа⋅с до 1550 мПа⋅с;8 - an irreversible decrease in viscosity has been achieved from 2580 mPa⋅s to 1550 mPa⋅s;
9 - улучшен состав, реологические и физико-химические характеристики нефти;9 - improved composition, rheological and physico-chemical characteristics of oil;
10 - достигнуто повышение дебита по нефти с 2517 м3 до 7778 м3 в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;10 - an increase in the oil production rate from 2517 m 3 to 7778 m 3 was achieved as a result of an increase in the coverage of the reservoir and an improvement in the composition, rheological and physico-chemical characteristics of high-viscosity oil and natural bitumen;
11 - достигнуто повышение эффективности технологии ПТОС в целом за счет того, что тепло, введенное в пласт не отбирается после пуска скважины в эксплуатацию, ввиду повторной закачки водяного пара, и отсутствия закачки охлаждающей жидкости, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ сразу после закачки теплоносителя в скважину;11 - an increase in the efficiency of the PHE technology as a whole has been achieved due to the fact that the heat introduced into the reservoir is not taken away after the well is put into operation, due to the re-injection of water vapor, and the absence of injection of a coolant, which, or at least part of it is used by water, unheated water, alkaline or acid solution, oil, gas immediately after the coolant is injected into the well;
12 - достигнуто снижение энергозатрат и улучшены и упрощены условий добычи, подготовки, транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти;12 - a reduction in energy costs has been achieved and conditions for the production, preparation, transportation and further processing of high-viscosity oil have been improved and simplified;
13 - реализована возможность использования катализаторов, как компонента рабочего агента, для облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях при усовершенствовании известного способа закачки охлаждающей жидкости, путем замены ее на дополнительную закачку теплоносителя после закачки рабочего агента для осуществления облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти в пластовых условиях.13 - the possibility of using catalysts as a component of a working agent for upgrading (chemical conversion) of high-viscosity oil in reservoir conditions is realized with the improvement of the known method of pumping a coolant by replacing it with an additional injection of a coolant after injection of a working agent for upgrading (chemical conversion) of a high-viscosity oil oil in reservoir conditions.
Использование заявленного технического решения возможно, как самостоятельно с бурением новых скважин, так и на существующих вертикальных скважинах, что не влияет на совокупность существенных признаков и достижение заявленного технического результата. При этом с помощью вертикальных скважин можно проводить последовательную, пошаговую обработку всего пласта.The use of the claimed technical solution is possible, both independently with the drilling of new wells, and on existing vertical wells, which does not affect the set of essential features and the achievement of the claimed technical result. At the same time, with the help of vertical wells, it is possible to carry out sequential, step-by-step processing of the entire formation.
Применение заявленного способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (нефтеотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов.The application of the claimed method helps to increase the extraction of hydrocarbon fluid (oil recovery) from deposits of hard-to-recover hydrocarbons, including high-viscosity oils and/or natural bitumens.
По мнению заявителя, предполагаемое изобретение эффективно даже для нерентабельных в настоящее время месторождений углеводородного сырья, которые ранее были законсервированы вследствие высокой стоимости извлечения вязкого флюида и, конечно же, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.According to the applicant, the proposed invention is effective even for currently unprofitable hydrocarbon deposits, which were previously mothballed due to the high cost of extracting viscous fluid and, of course, to increase the profitability of currently developed high-viscosity oil and natural bitumen deposits.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленная совокупность признаков не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении.The claimed technical solution complies with the "novelty" patentability requirement for inventions, since the claimed set of features has not been identified from the studied prior art and the technical results that are implemented in the claimed technical solution are not known.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.The claimed technical solution complies with the "inventive step" patentability condition for inventions, since no technical solutions have been identified that have features that coincide with the distinctive features of this invention, and the influence of distinctive features on the obtained technical results has not been established.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому изобретениям, так как может быть реализовано в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых, например, высоковязкой нефти и природных битумов.The claimed technical solution complies with the "industrial applicability" patentability condition for inventions, as it can be implemented in industrial production for the extraction of minerals, for example, high-viscosity oil and natural bitumen.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2773594C1 true RU2773594C1 (en) | 2022-06-06 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144982C1 (en) * | 1998-03-23 | 2000-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Method of treatment of bottom-hole formation zone of wells producing heavy oils and native bitumens |
| US6708759B2 (en) * | 2001-04-04 | 2004-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or LASER-CSS |
| RU2435951C1 (en) * | 2010-03-26 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Procedure for development of high viscous oil deposit |
| RU2608192C2 (en) * | 2014-10-15 | 2017-01-17 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Catalyst and method for use thereof |
| RU2655391C1 (en) * | 2018-03-12 | 2018-05-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for obtaining nanoscale catalyst based on mixed iron oxide for intensification of heavy raw hydrocarbon material and catalyst obtained by this method |
| RU2725624C1 (en) * | 2019-07-11 | 2020-07-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Composition of reagents for chemical conversion of heavy oil when pumping steam |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144982C1 (en) * | 1998-03-23 | 2000-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-производственный центр" | Method of treatment of bottom-hole formation zone of wells producing heavy oils and native bitumens |
| US6708759B2 (en) * | 2001-04-04 | 2004-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid addition to steam for enhancing recovery of cyclic steam stimulation or LASER-CSS |
| RU2435951C1 (en) * | 2010-03-26 | 2011-12-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Procedure for development of high viscous oil deposit |
| RU2608192C2 (en) * | 2014-10-15 | 2017-01-17 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Catalyst and method for use thereof |
| RU2655391C1 (en) * | 2018-03-12 | 2018-05-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for obtaining nanoscale catalyst based on mixed iron oxide for intensification of heavy raw hydrocarbon material and catalyst obtained by this method |
| RU2725624C1 (en) * | 2019-07-11 | 2020-07-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Composition of reagents for chemical conversion of heavy oil when pumping steam |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Guo et al. | In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review | |
| Shafiai et al. | Conventional and electrical EOR review: the development trend of ultrasonic application in EOR | |
| Ding et al. | A comparative study of the mechanism and performance of surfactant-and alkali-polymer flooding in heavy-oil recovery | |
| US9033033B2 (en) | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale | |
| US5145003A (en) | Method for in-situ heated annulus refining process | |
| Weissman | Review of processes for downhole catalytic upgrading of heavy crude oil | |
| Al-Obaidi et al. | Development of traditional water flooding to increase oil recovery | |
| WO2018212674A1 (en) | Method of deriving hydrocarbons from oil-prone kerogen-rich formations and technological complex. | |
| Liu et al. | Mechanism of ultrasonic physical–chemical viscosity reduction for different heavy oils | |
| CN107178350A (en) | A kind of method of hydro carbons in in-situ extraction oil shale | |
| CN109424345A (en) | A kind of method of in-situ retorting oil shale | |
| RU2773594C1 (en) | Method for development of deposits of high-viscosity oil and natural bitumen | |
| Gomaa et al. | Recovery of heavy oil and extra heavy oil; Current status, new trends, and enhancement techniques | |
| Al-Obaidi | High oil recovery using traditional water-flooding under compliance of the planned development mode | |
| WO2015059026A2 (en) | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions | |
| Alade et al. | Prospects of co-injecting ionic liquid and thermochemical fluid for recovery of extra-heavy oil | |
| Liang et al. | Realistic and promising technology measures for SAGD projects at low oil price | |
| Mierez et al. | Recent advances of ultrasound applications in the oil and gas industry | |
| Razavifar et al. | EOR potentials in the poststeam-injected heavy oil reservoirs | |
| Khalilnezhad et al. | Hybrid thermal chemical EOR methods | |
| RU2780172C1 (en) | Method for developing deposits of high-viscosity oil and natural bitumen | |
| RU2702175C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone with high-permeability fractures of hydraulic fracturing of formation | |
| El-Moniem | Heavy Oil Production, Review Paper | |
| Stosur et al. | Enhanced oil recovery in North America: status and prospects | |
| Yegin et al. | Supramolecular assemblies as displacement fluids in EOR |