EA024412B1 - Устройство для термической обработки нефтяной залежи - Google Patents
Устройство для термической обработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- EA024412B1 EA024412B1 EA201390290A EA201390290A EA024412B1 EA 024412 B1 EA024412 B1 EA 024412B1 EA 201390290 A EA201390290 A EA 201390290A EA 201390290 A EA201390290 A EA 201390290A EA 024412 B1 EA024412 B1 EA 024412B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- oil well
- well
- pipe system
- casing
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 184
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 184
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 119
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 53
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 46
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 96
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract description 14
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 abstract 3
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 271
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 35
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 description 17
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 16
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 15
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 14
- -1 (C 2 -C 6 ) -alkyl hydrazine nitrates Chemical class 0.000 description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 12
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 12
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 11
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 10
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 10
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 7
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 6
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N hydrazine Substances NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 6
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 5
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 4
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 4
- RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O aminoazanium;nitrate Chemical compound [NH3+]N.[O-][N+]([O-])=O RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 4
- KKAXNAVSOBXHTE-UHFFFAOYSA-N boranamine Chemical class NB KKAXNAVSOBXHTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 125000000008 (C1-C10) alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 3
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- NDEMNVPZDAFUKN-UHFFFAOYSA-N guanidine;nitric acid Chemical compound NC(N)=N.O[N+]([O-])=O.O[N+]([O-])=O NDEMNVPZDAFUKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 3
- ZCZAFBSMODWVFD-UHFFFAOYSA-N 1,1-dimethylhydrazine;nitric acid Chemical compound CN(C)N.O[N+]([O-])=O ZCZAFBSMODWVFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FZWBGNBSEQJLAL-UHFFFAOYSA-N 1,2-dimethylhydrazine;nitric acid Chemical compound CNNC.O[N+]([O-])=O FZWBGNBSEQJLAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VHDPWFOPHYOEIY-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;nitric acid Chemical class O[N+]([O-])=O.OCCN(CCO)CCO VHDPWFOPHYOEIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SLJICQUROTUNOJ-UHFFFAOYSA-N acetamide;nitric acid Chemical compound CC(N)=O.O[N+]([O-])=O SLJICQUROTUNOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HRLSVJMDEXCADH-UHFFFAOYSA-N acetonitrile;nitric acid Chemical compound CC#N.O[N+]([O-])=O HRLSVJMDEXCADH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- FONBHTQCMAUYEF-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diamine;nitric acid Chemical compound NCCN.O[N+]([O-])=O.O[N+]([O-])=O FONBHTQCMAUYEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- RNCVELNZDQZTPJ-UHFFFAOYSA-N formamide;nitric acid Chemical compound NC=O.O[N+]([O-])=O RNCVELNZDQZTPJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XRDNFNGIKTYHAN-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylethanamine;nitric acid Chemical class O[N+]([O-])=O.CCN(CC)CC XRDNFNGIKTYHAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 125000006833 (C1-C5) alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- BSYNRYMUTXBXSQ-UHFFFAOYSA-N Aspirin Chemical compound CC(=O)OC1=CC=CC=C1C(O)=O BSYNRYMUTXBXSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940068372 acetyl salicylate Drugs 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- HODPISPVTPCXIU-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diamine;nitric acid Chemical compound NCCN.O[N+]([O-])=O HODPISPVTPCXIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001959 inorganic nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- QHDUJTCUPWHNPK-UHFFFAOYSA-N methyl 7-methoxy-2h-indazole-3-carboxylate Chemical compound COC1=CC=CC2=C(C(=O)OC)NN=C21 QHDUJTCUPWHNPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- GHKNVDRFFNAVHG-UHFFFAOYSA-N nitric acid urea Chemical compound [N+](=O)(O)[O-].NC(=O)N.[N+](=O)(O)[O-].NC(=O)N GHKNVDRFFNAVHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- AYTGUZPQPXGYFS-UHFFFAOYSA-N urea nitrate Chemical compound NC(N)=O.O[N+]([O-])=O AYTGUZPQPXGYFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
В изобретении представлены способ и устройство для непрерывной термической обработки нефтяной залежи, в частности способ и устройство для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и введения в контакт первого и второго составов в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции, вырабатывающей теплоту и газы. Способ и устройство согласно настоящему изобретению обеспечивают возможность одновременного введения составов в нефтяную скважину и извлечения результирующей нефти или нефтесодержащей смеси через одну и ту же нефтяную скважину. Для этого уплотнительное устройство, такое как пакер, и по меньшей мере одна система труб размещены в нефтяной скважине, так что указанное уплотнительное устройство расположено в продуктивной зоне нефтяной залежи, а отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположены выше и ниже уплотнительного устройства, причём указанная система труб проходит сквозь пакер и имеет по меньшей мере одно отверстие, расположенное ниже пакера, при этом пакер герметизирует кольцевое пространство между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, так что образованы два проточных канала, не сообщающиеся по текучей среде в нефтяной скважине. Тепловое воздействие достигается путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину через результирующие проточные каналы и путем инициирования химической реакции при вступлении в контакт друг с другом указанных составов в продуктивной зоне нефтяной залежи. Химическая реакция
Description
Настоящее изобретение относится к способу и устройству для термической обработки нефтяной залежи, в частности к способу и устройству для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и приведения их в контакт друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции, вырабатывающей теплоту и газы.
Способ и устройство согласно настоящему изобретению особенно подходят для использования при извлечении нефти (далее также обозначенной как сырая нефть или просто нефть) из обводненных нефтяных залежей.
Уровень техники
Извлечение нефти из нефтяной залежи обычно начинают со способов добычи, в которых используется давление вышележащих пород в нефтяной залежи, которое выталкивает нефть на поверхность. В течение эксплуатации нефтяной скважины указанное давление уменьшается, и возникает необходимость в других способах извлечения, таких как использование насосов или закачивание воды, природного газа или других газов в нефтяную скважину для подъема нефти на поверхность. После того как указанные способы добычи становятся не эффективными, нефтяная залежь обычно все еще содержит значительное количество нефти, заключенной в небольших полостях или порах породы или песчаных пластов.
Для извлечения указанных остаточных объемов третичной нефти используют способы добычи нефти, которые в основном имеют целью уменьшение вязкости нефти. Один из известных способов заключается в нагнетании горячего пара в нефтяную скважину для нагрева нефти и таким образом уменьшения ее вязкости. Однако, указанный способ является эффективным только до глубины примерно 1 км, поскольку на больших глубинах горячий пар охлаждается, не достигая продуктивной зоны. Кроме того, при использовании указанного способа для нагрева продуктивной зоны необходимо вводить горячий пар в течение до 3-5 месяцев. Для выработки горячего пара используются до 20-30% извлеченной нефти, так что эффективность указанного способа является ограниченной.
Введение горячего пара в нефтяную скважину, например, используется в способе гравитационного дренирования при закачке пара (8ΆΟΌ). Указанный способ, в частности, используется в Канаде для извлечения нефти из канадских нефтеносных песков. Согласно способу гравитационного дренирования при закачке пара в продуктивной зоне нефтяной залежи бурят две параллельные горизонтальные нефтяные скважины длиной примерно до 200 м, причём одна из них расположена примерно на 4-6 м выше другой. В верхнюю скважину нагнетают горячий пар, а нагретую сырую нефть или битум, вытекающий из пласта, вместе с водой, конденсированной из нагнетаемого в скважину пара, собирают в нижней горизонтальной скважине и выкачивают на поверхность. В результате повышения температуры в нагретой области нефтяной залежи уменьшается вязкость тяжелой нефти или битума, в результате чего указанные продукты стекают в нижнюю скважину. В результате дифференциального теплового расширения в пласте может происходить дополнительное разрушение, в результате чего дополнительно улучшается стекание нефти в нижнюю скважину.
Одним из основных недостатков способа гравитационного дренирования при закачке пара является высокая стоимость выработки горячего пара. Для выработки горячего пара требуется примерно 20-30% извлеченной нефти. Кроме того, как указано выше, использование горячего пара является эффективным только до глубины примерно 1 км, больше которой горячий пар охлаждается не достигая продуктивной зоны. При этом возникает необходимость использования большого количества воды и мощных рецикулирующих воду установок, усугубляемая в некоторых случаях таким ограничивающим фактором, как затрудненная доступность воды.
В другом случае в нефтяную скважину для выщелачивани нефти нагнетают поверхностно-активные вещества или растворители. Однако, указанные способы имеют тот недостаток, что извлеченная нефть загрязнена указанными химикатами, так что требуются дополнительные усилия и затраты для восстановления нефти.
Дополнительный способ добычи третичной нефти отличается тем, что в продуктивной зоне нефтяной залежи инициируют химическую реакции для выработки горячих газов, которые нагревают нефть в продуктивной зоне для уменьшения ее вязкости и поддерживания извлечения нефти за счет повышения давления в нефтяной скважине.
В патентных заявках КИ 2100583 С1, КИ 2126084 С1 и КИ 2153065 С1 описаны составы топливной и окисляющей композиций (РОС), обеспечивающие выработку горячих газов после инициации химической реакции. Указанные составы предназначены для введения в скважину нефтяной залежи для термохимической обработки продуктивной зоны. Указанные химические составы представляют собой водные растворы, содержащие большое количество, например по меньшей мере до 60 мас.%, нитрата аммония ΝΗ4ΝΟ3. Другими компонентами указанных топливных и окисляющих составов являются, например, глицерин, азотная кислота, карбамид, марганцово-кислый калий, уксусная кислота, изопропиловый метакарборан и ацетилсалицилат. После введения в нефтяную скважину указанные топливный и окисляющий составы зажигают путем инициации воспламеняющего взрыва. Разложение 1 кг топливного и окисляющего составов обеспечивает выделение теплоты в количестве примерно 500-1000 ккал.
- 1 024412
Указанные топливный и окисляющий составы содержат избыток кислорода и, следовательно, оказывают существенное окисляющее действие, так что вместе с примесью нефти образуется взрывчатый состав. Кроме того, водные растворы, содержащие большое количество нитрата аммония, также представляют собой взрывчатое вещество, если содержание воды ниже критического количества, которое составляет примерно 16-18 мас.%. Следовательно, для безопасной обработки указанных составов содержание воды в них обычно должно превышать 26-28 мас.%. Однако при увеличении содержания воды достижение устойчивой реакции с высоким выделением тепла становится затруднительным.
В патентной заявке КИ 2194156 С1 топливные и окисляющие составы в основном содержат продукт реакции азотной кислоты с алканоламином, алкиламином или алкилполиамином и неорганическим нитратом, таким как нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия или нитрат кальция, в количестве от 2,0 до 35,0 мас.%. Такой состав обеспечивает повышенную безопасность обработки, поскольку количество нитрата аммония в данном случае существенно уменьшено. Однако, при обычном способе зажигания посредством воспламеняющего взрыва из соображений безопасности может быть зажжена максимальная масса топливного и окисляющего составов в количестве только 1-2 т.
После разложения топливного и окисляющего составов в количестве 1-2 т вся процедура введения топливного и окисляющего составов и инициирующего заряда должна быть повторена, так что в нефтяной скважине глубиной 1-2 км могут реагировать не более примерно 10 т топливного и окисляющего составов в сутки. Если глубина скважины составляет примерно 3-4 км, суточное количество топливного и окисляющего составов, предназначенных для реагирования данным способом, уменьшается примерно до 5 т. Следовательно, степень нагрева продуктивной зоны и, таким образом, эффективность указанного способа являются ограниченными.
В патентной заявке КИ 2224103 С1 описаны способ и устройство для термохимической обработки продуктивной зоны. Подобно тому, как описано ранее в уровне техники, горючий окисляющий состав, содержащий нитрат аммония и воду, закачивают в нефтяную скважину и затем вводят в контакт с воспламеняющим материалом. Устройство, используемое с такими составами и описанное в указанном документе, содержит две коаксиально расположенные трубы для раздельного введения указанных составов в нефтяную скважину. При помощи уплотнительных устройств формируется оболочка, в которую заключен воспламеняющий материал. На верхнем и нижнем концах указанного корпуса расположены срезные штифты, выполненные с обеспечением возможности открывания корпуса и инициализации воспламеняющей химической реакции. Однако, способ и устройство, описанные в патентной заявке КИ 2224103 С1, не являются эффективными при использовании в обводненных нефтяных пластах, поскольку они не обеспечивают возможность поддерживания устойчивой и продолжающейся реакции в продуктивной зоне нефтяной залежи.
В патентной заявке ЖО 2010/043239 А1, которая полностью включена в настоящую заявку посредством ссылки, описана химическая система газвыделяющих снижающих вязкость нефти составов (СЕОУЭС), для стимулирования продуктивной зоны нефтяной залежи для его термической обработки. Указанными составами являются состав, выделяющий газ при нагревании (ТСЕС), и стабилизированный инициатор реакции (К1§). При раздельном введении указанных двух составов в нефтяную скважину и введении их в контакт друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи инициируется химическая реакция, в результате которой вырабатываются тепло и газы, и таким образом повышается эффективность добычи нефти. Указанная система обеспечивает возможность инициирования и поддерживания устойчивой и непрерывной реакции, так что указанные составы могут вводиться непрерывно даже после инициирования химической реакции. В сутки может быть прореагировано примерно до 100 т указанного состава, так что эффективность добычи нефти может быть значительно улучшена.
В патентной заявке ЖО 2010/043239 А1 дополнительно описаны различные устройства для термической обработки нефтяной залежи с использованием указанной химической системы. Однако, при создании указанных устройств часто возникает необходимость изготовления специальных компонентов, в результате чего увеличиваются затраты на термическую обработку. Кроме того, при использовании способов и устройств, описанных в указанном документе, отсутствует возможность введения указанных составов в нефтяную скважину и извлечения результирующей нефти или нефтесодержащей смеси одновременно через одну и ту же нефтяную скважину. При одновременной термохимической обработке и добыче нефти необходимо использовать одну нефтяную скважину в качестве нагнетательной скважины и вторую нефтяную скважину в качестве продуктивной скважины, что ограничивает эффективность указанного способа.
Таким образом, задача настоящего изобретения состоит в создании способа и устройства для термической обработки нефтяной залежи, в частности обводненной нефтяной залежи, которые являются простыми, недорогими и эффективными в использовании и обеспечивают возможность гибкого управления этапами введения материала в нефтяную скважину или извлечения материалов из нефтяной скважины.
Раскрытие изобретения
Вышеуказанная задача решается созданием способа непрерывной термической обработки нефтяной залежи, согласно которому
- 2 024412 инициируют химическую реакцию, вырабатывающую теплоту и газы для термической обработки нефтяной залежи, для получения экстрагируемой нефти или экстрагируемой нефтесодержащей смеси путем раздельного введения в нефтяную скважину указанной нефтяной залежи первого и второго составов через разделенные проточные каналы, сформированные в указанной нефтяной скважине, и введения в контакт друг с другом первого и второго составов в продуктивной зоне нефтяной залежи, поддерживают химическую реакцию в нефтяной залежи путем продолжения введения по меньшей мере одного из указанных первого и второго составов и извлекают результирующую нефть или нефтесодержащую смесь во время поддержания химической реакции через проточный канал, сформированный в указанной нефтяной скважине, причём указанный сформированный в нефтяной скважине проточный канал, используемый для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси, не имеет связи по текучей среде ни с одним из проточных каналов, используемых для продолжения введения по меньшей мере одного из указанных первого и второго составов для поддержания химической реакции.
Способ согласно настоящему изобретению основан на том принципе, что в продуктивной зоне нефтяной залежи, которая должна быть термически обработана, инициируют и поддерживают химическую реакцию, в результате которой вырабатывается тепло для термического воздействия и предпочтительно также газы для улучшения термического воздействия и извлечения нефти. Такая химическая реакция инициируется при контакте двух составов (химических составов) в продуктивной зоне нефтяной залежи и поддерживается непрерывным введением по меньшей мере одного из указанных двух составов.
Указанные два состава вводятся раздельно в скважину нефтяной залежи и входят в контакт друг с другом в продуктивной зоне для инициирования химической реакции. Для осуществления указанного раздельного введения указанных двух составов в нефтяной скважине сформированы по меньшей мере два раздельных питающих проточных канала. По указанным раздельным питающим проточным каналам указанные два состава могут быть введены в нефтяную скважину без контакта или смешивания друг с другом до достижения продуктивной зоны.
Как указано выше, в способе согласно настоящему изобретению нефть или нефтесодержащую смесь извлекают во время поддержания химической реакции. Однако, в способе согласно настоящему изобретению нефть или нефтесодержащая смесь также могут быть извлечены после завершения или прерывания поддержания химической реакции.
В первом варианте реализации способа согласно настоящему изобретению в указанной нефтяной скважине разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, не сообщаются между собой по текучей среде, причём первый и второй составы проходят через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины и обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, при этом первый и второй составы входят в контакт друг с другом за пределами обсадной колонны указанной нефтяной скважины для инициирования химической реакции.
В первом варианте реализации способа согласно настоящему изобретению разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, и проточный канал, используемый для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси, сформированы в указанной нефтяной скважине путем размещения по меньшей мере одной системы труб, содержащей по меньшей мере одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции указанной системы труб, так что указанная дальняя концевая секция каждой по меньшей мере одной системы труб расположена в продуктивной зоне нефтяной скважины, и путем размещения уплотнительного устройства в указанной нефтяной скважине, так что отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, расположены выше и ниже указанного уплотнительного устройства, причём одна система труб проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции указанной системы труб, расположено ниже уплотнительного устройства, при этом указанное уплотнительное устройство герметизирует пространство между наружной стороной системы труб, проходящей сквозь указанное уплотнительное устройство, и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины.
Во втором варианте реализации способа согласно настоящему изобретению разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, имеют сообщаются между собой по текучей среде в продуктивной зоне нефтяной скважины, причём первый и второй составы входят в контакт в продуктивной зоне нефтяной скважины, при этом согласно указанному способу дополнительно переводят химическую реакцию в нефтяную залежь посредством введения контактирующих составов через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины и обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью.
Согласно второму варианту реализации способа настоящего изобретения разделенные проточные каналы, используемые для введения первого и второго составов, и проточный канал, используемый для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси, сформированы в указанной нефтяной скважине путем размещения двух систем труб, каждая из которых содержит по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, так что указанная дальняя концевая секция каждой эксплуатационной
- 3 024412 колонны расположена в продуктивной зоне нефтяной скважины, и путем размещения уплотнительного устройства в указанной нефтяной скважине таким образом, что отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины и обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, расположены выше и ниже уплотнительного устройства, причём одна из указанных двух систем труб проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие в дальней концевой секции указанной эксплуатационной колонны расположено ниже уплотнительного устройства, и по меньшей мере одно отверстие в дальней концевой секции другой эксплуатационной колонны расположено выше уплотнительного устройства, при этом указанное уплотнительное устройство герметизирует пространство между наружной стороной эксплуатационной колонны, проходящей сквозь указанное уплотнительное устройство, и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины.
В обоих вариантах реализации способа согласно настоящему изобретению нефть или нефтесодержащая смесь, являющиеся результатом тепловой обработки нефтяной залежи, извлекаются посредством одного из проточных каналов (далее также обозначенного как проточный канал для извлечения), сформированных в нефтяной скважине. Указанный проточный канал для извлечения сформирован таким образом, что в нефтяной скважине отсутствует связь по текучей среде между гидравлическим каналом для извлечения и проточным каналом или проточными каналами (в дальнейшем также обозначенными как питающие проточные каналы), которые используются для подачи текучих сред или составов для инициирования и/или поддержания химической реакции. Таким образом, в нефтяной скважине текучая среда, извлеченная посредством проточного канала для извлечения, не может контактировать или смешиваться с текучей средой или текучими средами, введенными через питающие проточные каналы.
При использовании первого варианта реализации способа согласно настоящему изобретению необходимо сформировать только одну систему труб, проходящую сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции указанной системы труб, расположено ниже уплотнительного устройства. При таком расположении в скважине сформированы два раздельных проточных канала, причём первый проточный канал образован внутренней частью системы труб и внутренней частью обсадной колонны нефтяной скважины ниже уплотнительного устройства, в то время как второй проточный канал образован внутренней частью обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства. Благодаря такому расположению обеспечивается возможность раздельного введения указанных двух составов и приведения их в контакт друг с другом за пределами нефтяной скважины в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции. Также дополнительно обеспечивается возможность извлечения нефти или нефтесодержащей смеси во время осуществления указанного этапа, на котором поддерживают химическую реакцию, поскольку только один проточный канал необходим для поддержания химической реакции, так что другой из указанных двух проточных каналов может быть использован в качестве проточного канала для извлечения. Соответствующее расположение может быть осуществлено посредством устройства, показанного на фиг. 1, путем удаления наружной системы труб 9.
При использовании второго варианта реализации способа согласно настоящему изобретению, в котором указанные два состава входят в контакт в продуктивной зоне нефтяной скважины, т.е. внутри нефтяной скважины, и затем химическая реакция перемещается в нефтяную залежь путем прохождения составов, входящих в контакт друг с другом, через отверстия в обсадной колонне нефтяной скважины, дополнительно к вышеуказанной одной системе труб (т.е. первой системе труб) возникает необходимость в использовании второй системы труб, размещенной таким образом, что по меньшей мере одно отверстие в ее дальней концевой секции расположено в продуктивной зоне нефтяной скважины выше уплотнительного устройства.
При указанном расположении двух систем труб и одного уплотнительного устройства в нефтяной скважине образуются три проточных канала. Один из указанных проточных каналов образован внутренней стороной системы труб, которая проходит сквозь уплотнительное устройство. Поскольку уплотнительное устройство герметизирует пространство между наружной стороной указанной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, данный проточный канал не связан по текучей среде с другими проточными каналами и может быть использован в качестве проточного канала для извлечения.
Два дополнительных проточных канала образованы внутренней стороной другой системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины. Указанные два проточных канала сообщаются между собой по текучей среде в продуктивной зоне нефтяной скважины, поскольку в дальней концевой секции другой системы труб выполнено по меньшей мере одно отверстие, расположенное в продуктивной зоне. Указанные два проточных канала могут быть использованы в качестве питающих проточных каналов.
В конкретном варианте реализации способа согласно настоящему изобретению указанные две системы труб расположены коаксиально и представляют собой внутреннюю и наружную системы труб, причём указанная внутренняя система труб проходит сквозь уплотнительное устройство и образует первый проточный канал, при этом второй проточный канал образован кольцевым пространством между
- 4 024412 наружной стороной наружной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, а третий проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной внутренней системы труб и внутренней стороной наружной системы труб. Соответствующее расположение изображается на фиг. 1.
Однако, указанные две системы труб также могут быть расположены вплотную друг к другу в нефтяной скважине, или на некотором расстоянии друг от друга, или рядом друг с другом.
Такое расположение, при котором используются по меньшей мере две системы труб, обеспечивает возможность раздельного введения указанных двух составов или только одного состава и одновременного извлечения нефти или нефтесодержащей смеси через проточный канал (проточный канал для извлечения), образованный внутренней стороной первой системы труб, проходящей сквозь уплотнительное устройство, и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины ниже уплотнительного устройства.
При использовании способа согласно настоящему изобретению раздельно вводят два различных состава или вводят только один состав, но в любом случае результирующую нефть или нефтесодержащую смесь одновременно извлекают через ту же самую скважину.
Для выполнения отверстий в обсадной колонне нефтяной скважины, обеспечивающих возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, обсадная колонна может быть перфорирована или может иметь прорези.
Согласно данному конкретному варианту реализации при инициировании химической реакции вводят один из первого и второго составов в нефтяную скважину через один из второго и третьего проточных каналов, и другой из первого и второго составов вводят в нефтяную скважину через другой из второго и третьего проточных каналов, а при извлечении результирующей нефти или нефтесодержащей смеси ее извлекают через первый проточный канал.
Первый проточный канал, образованный внутренней стороной внутренней системы труб, обеспечивает связь по текучей среде с той частью продуктивной зоны нефтяной скважины, которая расположена ниже уплотнительного устройства, через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, а также с нефтяной залежью. Внутренняя система труб содержит по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, причём указанное отверстие может быть образовано открытым концом указанной эксплуатационной колонны и/или перфорированной или имеющей прорези дальней концевой секцией внутренней системы труб. Внутренняя система труб проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие, выполненное во внутренней системе труб, расположено ниже уплотнительного устройства, причём выше уплотнительного устройства отверстия отсутствуют. В качестве уплотнительного устройства, например, может быть использован пакер. Уплотнительное устройство или пакер герметизирует результирующее кольцевое пространство между наружной стороной внутренней системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины. Текучая среда, нагнетаемая или извлекаемая через указанный первый проточный канал, не смешивается в нефтяной скважине ни с одной из текучих сред, нагнетаемых или извлекаемых через второй и третий проточные каналы.
Второй и третий проточные каналы сформированы вставкой наружной системы труб, так что наружная система труб охватывает внутреннюю систему труб. Таким образом, внутренняя система труб и наружная система труб, по существу, расположены коаксиально. Наружная система труб содержит по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, причём указанное отверстие может быть образовано открытым концом эксплуатационной колонны и/или перфорированной или имеющей прорези дальней концевой секцией внутренней системы труб. По меньшей мере одно отверстие, выполненное в наружной системе труб, расположено выше пакера и предпочтительно рядом с отверстиями, выполненными в обсадной колонне нефтяной скважины, аналогично расположенными в продуктивной зоне выше пакера.
При использовании второго и третьего проточных каналов в нефтяную скважину могут быть раздельно введены (поданы) две различные текучие среды без их смешивания до достижения ими продуктивной зоны нефтяной скважины. Текучая среда, нагнетаемая в третий проточный канал, т.е. в наружную систему труб, проходит по меньшей мере в одно отверстие, выполненное в дальней концевой секции наружной системы труб, и попадает во второй проточный канал, в который нагнетается другая текучая среда.
Первый и второй составы обычно представляют собой растворы или суспензии, которые подаются посредством подходящих насосов. Поскольку закачивание первого и второго составов продолжается после их контакта друг с другом в продуктивной зоне нефтяной скважины, смешанные составы проходят в отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположенной выше пакера (уплотнительного устройства) в нефтяную залежь, так что реакция, инициированная в продуктивной зоне нефтяной скважины, перемещается в нефтяную залежь для ее термической обработки.
В результате повышения температуры уменьшается вязкость нефти, и в залежи могут генерироваться растрещинивания, в результате чего облегчается извлечение нефти, так что нефть или нефтесодержащая смесь может проникать через отверстия в обсадную колонну, расположенную ниже пакера,
- 5 024412 откуда она может быть извлечена посредством первого проточного канала.
Химическая реакция в нефтяной залежи поддерживается посредством продолжения введения по меньшей мере одного из указанных первого и второго составов.
Согласно способу в соответствии с настоящим изобретением, как описано выше, вводят химические составы, инициируют и поддерживают химическую реакцию в продуктивной зоне нефтяной залежи и извлекают нефть или нефтесодержащую смесь, являющиеся результатом термической обработки.
Таким образом, согласно предпочтительному варианту реализации указанного способа дополнительно устанавливают в скважину нефтяной залежи устройство для термической обработки нефтяной залежи, содержащее уплотнительное устройство и систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие, выполненное в ее дальней концевой секции, причём указанное устройство для термической обработки содержит уплотнительное устройство, располагаемое в продуктивной зоне указанной нефтяной залежи, так что указанные отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположены выше и ниже указанного уплотнительного устройства, систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции и расположенную в нефтяной скважине таким образом, что указанная колонна проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие расположено ниже уплотнительного устройства, причём указанное уплотнительное устройство герметизирует результирующее кольцевое пространство между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, при этом внутренняя сторона системы труб образует первый проточный канал, и внутренняя сторона обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства образует второй проточный канал.
Согласно дополнительному предпочтительному варианту реализации способа указанное устройство для термической обработки, установленное как указано выше, в дополнение к системе труб, проходящей сквозь уплотнительное устройство и являющейся первой системы труб, дополнительно содержит вторую эксплуатационную колонну, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции, расположенной в нефтяной скважине таким образом, что дальний конец и по меньшей мере одно отверстие второй эксплуатационной колонны расположены в продуктивной зоне выше уплотнительного устройства, причём внутренняя сторона второй системы труб образует третий проточный канал, при этом указанное устройство обеспечивает возможность обмена текучей средой между вторым и третьим проточными каналами в продуктивной зоне нефтяной скважины.
Первая и вторая системы труб могут быть расположены коаксиально, так что первая система труб образует внутреннюю систему труб, а вторая система труб образует наружную систему труб. Однако, указанные две системы труб также могут быть расположены в нефтяной скважине вплотную друг к другу, или на некотором расстоянии друг от друга, или рядом.
При установке в нефтяную скважину устройства для термической обработки нефтяной залежи уплотнительное устройство может быть пакером.
В способе согласно настоящему изобретению дополнительно предпочтительно пакер расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины в секции или области, которая не содержит отверстий. Таким образом, пакер устанавливают в секцию, не имеющую перфорации или прорезей, причём выше и ниже указанной секции обсадная колонна нефтяной скважины имеет отверстия, обеспечивающие возможность обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью.
Дополнительно предпочтительно горизонтальные скважины пробурены в продуктивной зоне нефтяной залежи, имеющей связь по текучей среде с нефтяной скважиной. Указанные горизонтальные скважины могут использоваться для облегчения распространения составов, введенных в нефтяную скважину, и сбора результирующей нефти или нефтесодержащей смеси.
Для этого указанная по меньшей мере одна пара горизонтальных скважин пробурена в продуктивной зоне залежи, окружающей нефтяную скважину, причём каждая пара горизонтальных скважин состоит из верхней скважины и нижней скважины. Верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин расположены, по существу, параллельно друг другу, т.е. они являются, по существу, вертикально выровненными относительно друг друга, или верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин расположены таким образом, что они сближаются друг с другом. Таким образом, с отдалением от нефтяной скважины почти горизонтальные верхняя и нижняя скважины сближаются друг с другом и завершаются своими концами, расстояние между которыми составляет примерно 0,4-0,5 м. Согласно конкретному варианту реализации предпочтительно дальние концы сближающихся верхней и нижней скважин пересекаются.
Верхние из горизонтальных скважин расположены таким образом, что они сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной выше пакера, а нижние из горизонтальных скважин расположены таким образом, что они сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной ниже пакера.
При использовании первого варианта реализации способа согласно настоящему изобретению, в ко- 6 024412 тором указанные два состава входят в контакт друг с другом за пределами нефтяной скважины, один из первого и второго составов подается в проточный канал, образованный внутренней стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины ниже уплотнительного устройства, к нижним из горизонтальных скважин. Другой из указанных двух составов подается в проточный канал, образованный внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства, к верхним из горизонтальных скважин. Согласно данному варианту реализации предпочтительно верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин расположены с возможностью сближения друг с другом, причём дополнительно предпочтительно дальние концы сближающихся верхней и нижней скважин предпочтительно пересекаются друг с другом для формирования реакционной зоны, отдаленной от нефтяной скважины.
Таким образом, когда указанные два состава входят в контакт через трещины между сближающимися верхними и нижними скважинами или в точке пересечения верхних и нижних скважин, инициируется химическая реакция, вырабатывающая теплоту и газы, и таким образом образуется реакционная зона, отдаленная от нефтяной скважины. С одной стороны, это обеспечивает возможность снижения термической нагрузки на обсадную колонну нефтяной скважины и уплотнительное устройство (такое как пакер), а, с другой стороны, обеспечивает возможность термической обработки увеличенной области вокруг нефтяной скважины.
После инициирования химической реакции может подаваться только один из указанных двух составов по одному из указанных двух проточных каналов для поддерживания химической реакции и таким образом для непрерывной термической обработки нефтяной залежи. На данном этапе способа из другого из указанных двух проточных каналов может быть извлечена результирующая нефть или нефтесодержащая смесь. При использовании второго варианта реализации способа согласно настоящему изобретению, в котором указанные два состава входят в контакт друг с другом в нефтяной скважине и химическая реакция передается через отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, в нефтяную залежь, составы, которые входят в контакт друг с другом, проходят сквозь отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, в верхние из горизонтальных скважин, так что реакция распространяется в расширенной области нефтяной залежи. Кроме того, результирующая нефть или нефтесодержащая смесь стекается из нижних горизонтальных скважин к первому проточному каналу и таким образом может быть собрана из расширенной области нефтяной залежи.
Расстояние между верхней и нижней скважинами одной пары горизонтальных скважин в их ближайших концах, расположенных рядом с нефтяной скважиной, зависит от толщины продуктивной зоны и геологической структуры нефтеносного слоя. При использовании способа согласно настоящему изобретению расстояние между верхней и нижней горизонтальными скважинами может составлять по меньшей мере 1-12 м. Предпочтительно это расстояние находится в диапазоне 3-6 м.
Длина горизонтальных скважин также зависит от геологической структуры нефтеносного слоя и может составлять по меньшей мере до 200 м, предпочтительно до 100 м.
В способе согласно настоящему изобретению предпочтительно первым составом является состав, выделяющий газ при нагревании (ТСЕС), содержащий химические составы, вырабатывающие теплоту и газы после инициирования химической реакции, и вторым составом является стабилизированный инициатор реакции (ΚΙδ), содержащий химические составы, инициирующие указанную химическую реакцию при контакте с составом, выделяющим газ при нагревании.
Кроме того, в качестве состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции могут использоваться, например составы, описанные в вышеуказанной патентной заявке АО 2010/043239 А1.
В способе согласно настоящему изобретению при поддержании химической реакции в нефтяную залежь могут быть поданы оба указанных состава или только один из указанных двух составов. После достижения устойчивой реакции в продуктивной зоне предпочтительно приостанавливают введение по меньшей мере одного из первого или второго составов и продолжают введение другого из первого или второго составов.
Например, если температура в месте реакции находится в пределах или превышает примерно 200300°С, введение стабилизированного инициатора реакции может быть прервано, поскольку при таких температурах состав, выделяющий газ при нагревании, будет реагировать устойчиво даже без дополнительного воспламенения. Таким образом, использование настоящего изобретения обеспечивает возможность поддерживания устойчивой реакции путем закачивания в нефтяную скважину только состава, выделяющего газ при нагревании. При температурах ниже примерно 180-200°С может быть возобновлено введение стабилизированного инициатора реакции в продуктивный слой.
При подаче только одного состава предпочтительно используют любой жидкий окислитель, такой как водный раствор или суспензия по меньшей мере одного из нитрата аммония, нитрата калия, нитрата натрия и нитрата кальция, поскольку указанные вещества являются относительно недорогими. Таким образом, предпочтительно в основном добавляют состав, выделяющий газ при нагревании.
Если температура в продуктивной зоне достигает достаточного высокого значения и если в продуктивной зоне имеется достаточное количество кислорода, может быть начато внутрипластовое горение
- 7 024412 нефти в продуктивной зоне нефтяной залежи. При установлении указанного внутрипластового горения нет необходимости дальнейшего введения первого или второго состава для продолжения выработки теплоты и газов. Достаточным является введение воздуха в качестве окислителя для поддерживания указанного внутрипластового горения нефти. Воздух может быть введен в любой из проточных каналов, не сообщающихся по текучей среде с проточным каналом или проточными каналами, которые используются для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси. Таким образом, воздух может быть использован в качестве одного из первого и второго составов, поскольку он вводится для поддерживания химической реакции в нефтяной залежи.
При использовании способа согласно настоящему изобретению имеется дополнительная возможность изменения направления потока нефти или нефтесодержащей смеси в обработанной области нефтяной залежи при достижении вышеуказанной устойчивой реакции, и должен быть введен только один из составов. Для этого указанный состав вводят в первый проточный канал, а нефть или нефтесодержащую смесь извлекают из второго и/или третьего проточных каналов.
Это дополнительно обеспечивает возможность извлечения большего количества нефти или нефтесодержащей смеси, поскольку площади поперечного сечения второго и третьего проточных каналов обычно больше площади поперечного сечения первого проточного канала.
Для улучшения управления способом согласно настоящему изобретению может быть измерена температура выше и/или ниже пакера. Для этого выше и/или ниже пакера может быть установлен по меньшей мере один датчик температуры.
При использовании способа согласно настоящему изобретению в нефтяном месторождении могут быть достигнуты высокие значения температуры давления. В большей части нефтяных залежей присутствует вода как результат способов добычи, согласно которым в скважину вводят воду или водяной пар, таких как способ гравитационного дренирования при закачке пара (δΆΟΏ). При использовании способа согласно настоящему изобретению становится возможной также термическая обработка таких обводненных нефтяных месторождений. В результате действия высоких температур вырабатывается водяной пар, физические свойства которого при увеличении температуры и давления в обрабатываемой области изменяются, например увеличивается плотность и растворяющая способность водяного пара.
Кроме того, под влиянием высокой температуры и увеличенного давления происходит крекинг нефти, который приводит к обогащению легких летучих фракций в тяжелой нефти. На данном этапе вязкость значительно уменьшается и растворимость газов в нефти, а также взаимная растворимость воды и нефти значительно увеличиваются. Смесь воды, нефти и газов становится более жидкой (т.е. менее вязкой) и таким образом с большей легкостью проходит в нефтяную скважину для извлечения.
Указанные эффекты дополнительно усиливаются, если компоненты нефтесодержащей смеси достигают сверхкритического состояния. Далее приведен краткий обзор критической температуры Тк и критического давления Рк некоторых составов, присутствующих в нефтесодержащей смеси.
Если по меньшей мере один компонент нефтесодержащей смеси достигает сверхкритических условий, эффективность добычи нефти дополнительно повышается.
Это является особенно предпочтительным для сильно обводненных нефтяных залежей, в которых вокруг нефтяной скважины присутствует большое количество воды, снижающей эффективность обычно используемых способов добычи. Даже в указанных нефтяных залежах способ согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность эффективной добычи нефти, поскольку высокую температуру и давление генерируют непосредственно в нефтеносном слое. В результате чего уменьшается вязкость нефти и улучшается растворяющая способность воды, присутствующей в нефтяной залежи. Кроме того, тепловая нагрузка на нефтяную скважину, т.е. обсадную колонну нефтяной скважины, и компоненты, введенные в нефтяную скважину для выполнения термообработки, могут поддерживаться на низком уровне, поскольку указанные компоненты охлаждаются непрерывно подаваемыми текучими средами.
Если в качестве одного из составов будет введен алюминий или алюминиевый сплав в форме тонких частиц или гранул, указанный алюминий будет реагировать в продуктивной зоне нефтяного залежи с водой, предпочтительно кислой водой, для вырабатывания газообразного водорода. При дополнительном увеличении температуры в обрабатываемой области нефтяной залежи выше примерно 300-350°С и достижении достаточно высокого давления (примерно 70-200 бар (7350-21000 Н/м2)) нефть в нефтяной залежи подвергается процессу гидрокрекинга.
В результате процесса гидрокрекинга вязкость нефти в обработанном нефтяном месторождении значительно уменьшается, поскольку больше сложные углеводородные молекулы разлагаются на более
- 8 024412 простые углеводородные молекулы. Дополнительное благоприятное воздействие использования алюминия или алюминиевых сплавов в указанном процессе заключается в уменьшении количества воды, присутствующей в нефтяной залежи.
Указанный процесс гидрокрекинга может быть дополнительно улучшен добавлением подходящих металлических катализаторов, таких как соли металлов Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V.
Настоящее изобретение дополнительно содержит устройство для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и введения в контакт первого и второго составов друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи, в результате чего инициируется химическая реакция, в результате которой вырабатывается теплота и газы, причём размещенная в продуктивной зоне обсадная колонна нефтяной скважины содержит отверстия для обеспечения возможности обмена текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью, содержащее уплотнительное устройство, расположенное в продуктивной зоне указанной нефтяной залежи, так что указанные отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, расположены выше и ниже указанного уплотнительного устройства, систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции и расположенную в нефтяной скважине таким образом, что указанная колонна проходит сквозь уплотнительное устройство, так что по меньшей мере одно отверстие расположено ниже уплотнительного устройства, причём указанное уплотнительное устройство герметизирует результирующее кольцевое пространство между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, при этом внутренняя сторона системы труб образует первый проточный канал, и внутренняя сторона обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства образует второй проточный канал.
Использование указанного устройства обеспечивает возможность раздельного введения двух текучих сред через нефтяную скважину в продуктивную зону нефтяной залежи без их смешивания до достижения ими нефтяной залежи, поскольку расположение системы труб и уплотнительного устройства исключают возможность связи по текучей среде между первым проточным каналом, который образован внутренней стороной системы труб, и вторым проточным каналом, который образован внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства (или иными словами: образован кольцевым пространством между наружной стороной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства). Это обеспечивает возможность инициирования химической реакции, вырабатывающей тепло и газы в продуктивной зоне нефтяной залежи для его термической обработки и получения экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси.
Использование указанного устройства дополнительно обеспечивает возможность подачи через один из первого и второго проточных каналов только одной текучей среды или состава в нефтяное месторождении для поддерживания химической реакции для термической обработки указанной нефтяной залежи и одновременного извлечения полученной экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси посредством другого из первого и второго проточных каналов. Таким образом, при использовании устройства согласно настоящему изобретению становится возможной непрерывная термическая обработка нефтяной залежи с одновременной добычей нефти посредством одной нефтяной скважины. Соответствующее устройство может быть получено из устройства, показанного на фиг. 1, путем удаления наружной системы труб 9.
В предпочтительном варианте реализации устройство согласно настоящему изобретению в дополнение к системе труб, проходящей сквозь уплотнительное устройство и являющейся первой системы труб, дополнительно содержит вторую систему труб, имеющую по меньшей мере одно отверстие в своей дальней концевой секции и расположенную в нефтяной скважине таким образом, что дальний конец и по меньшей мере одно отверстие второй системы труб расположены в продуктивной зоне выше уплотнительного устройства, причём внутренняя сторона второй системы труб образует третий проточный канал, при этом указанное устройство обеспечивает возможность обмена текучей средой между вторым и третьим проточными каналами в продуктивной зоне нефтяной скважины.
Указанный предпочтительный вариант реализации устройства согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность раздельного введения двух текучих сред или составов в нефтяную скважину посредством второго и третьего проточных каналов и введения в контакт указанных двух текучих сред или составов в продуктивной зоне нефтяной скважины для инициирования и поддерживания химической реакции для термической обработки нефтяной залежи и получения экстрагируемой нефти или экстрагируемой нефтесодержащей смеси. Указанный предпочтительный вариант реализации устройства согласно настоящему изобретению дополнительно обеспечивает возможность одновременного извлечения полученной экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси посредством первого проточного канала.
Устройство согласно настоящему изобретению дополнительно отличается тем, что в области, в которой установлено уплотнительное устройство, обсадная колонна нефтяной скважины не содержит отверстий. Вышеуказанные отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины, для обмена
- 9 024412 текучей средой между нефтяной скважиной и нефтяной залежью расположены в продуктивной зоне выше и ниже указанной области.
Предпочтительно уплотнительным устройством является пакер.
В конкретном варианте реализации устройства согласно настоящему изобретению первая и вторая системы труб расположены коаксиально, причём вторая система труб, являющаяся наружной системой труб, охватывает первую систему труб, являющуюся внутренней системой труб. При таком расположении второй проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной наружной системы труб и внутренней стороной обсадной колонны нефтяной скважины, а третий проточный канал образован кольцевым пространством между наружной стороной внутренней системы труб и внутренней стороной наружной системы труб.
В конкретном варианте реализации устройство согласно настоящему изобретению дополнительно содержит по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин, включающую верхнюю и нижнюю скважины, причём указанные верхняя и нижняя скважины каждой пары горизонтальных скважин расположены, по существу, параллельно друг другу или выполнены с возможностью сближения друг с другом, при этом верхние горизонтальные скважины сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной выше уплотнительного устройства, и нижние горизонтальные скважины сообщаются по текучей среде с частью нефтяной скважины, расположенной ниже уплотнительного устройства.
Верхняя и нижняя скважины одной пары горизонтальных скважин могут быть расположены на некотором расстоянии друг от друга, составляющем примерно 1-12 м, предпочтительно примерно до 3-6 м. Кроме того, горизонтальные скважины могут иметь длину до примерно 200 м, предпочтительно до 100 м. Г оризонтальные скважины могут иметь диаметр примерно 5 см.
Устройство согласно настоящему изобретению дополнительно содержит по меньшей мере один датчик температуры для измерения температуры выше и/или ниже уплотнительного устройства или пакера.
Краткое описание чертежей
Далее описаны предпочтительные варианты реализации способа и устройства согласно настоящему изобретению со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых:
на фиг. 1 схематично показано расположение компонентов устройства согласно настоящему изобретению в продуктивной зоне нефтяной залежи, которая должна быть термически обработана, а также проточные каналы и направления потоков, используемые в указанном способе термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению;
на фиг. 2 показаны направления потоков, используемые в другом конкретном варианте реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению.
Ниже приведен список позиционных номеров, используемых на фиг. 1 и 2:
- обсадная колонна нефтяной скважины,
- продуктивная зона,
- нефтяная залежь,
- отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины выше пакера,
- отверстия, выполненные в обсадной колонне нефтяной скважины ниже пакера,
- внутренняя система труб,
- отверстие во внутренней системе труб,
- пакер,
- наружная система труб,
- отверстия, выполненные в наружной системе труб,
- верхняя скважина из пары горизонтальных скважин,
- нижняя скважина из пары горизонтальных скважин,
- датчики температуры,
- первый проточный канал,
- третий проточный канал,
- второй проточный канал,
- первый состав (например, состав, выделяющий газ при нагревании),
- второй состав (например, стабилизированный инициатор реакции),
- нефть или нефтесодержащая смесь,
- дешевый окислитель (например, воздух).
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 схематично показано расположение компонентов согласно предпочтительному варианту реализации устройства согласно настоящему изобретению в продуктивной зоне подвергаемой термической обработке нефтяной залежи. На фиг. 1 дополнительно обозначены проточные каналы и направления потоков, используемые в предпочтительном варианте реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению.
В продуктивной зоне 2 из нефтяной залежи 3 обсадная колонна 1 нефтяной скважины выполнена перфорированной в двух секциях, в которых имеются отверстия 4 и 5, обеспечивающие возможность
- 10 024412 обмена текучей средой между внутренней частью нефтяной скважины и нефтяной залежью, окружающей нефтяную скважину. Между указанными двумя перфорированными секциями в нефтяной скважине установлен пакер 8, так что обсадная колонна 1 нефтяной скважины имеет отверстия 4, расположенные выше пакера, и отверстия 5, расположенные ниже пакера.
Внутренняя система труб 6 вставлена в нефтяную скважину сквозь пакер 8 таким образом, что пакер 8 уплотняет образованное кольцевое пространство между наружной стороной внутренней системы труб 6 и внутренней стороной обсадной колонны 1 нефтяной скважины. Нижний конец (дальний конец) внутренней системы труб 6 является открытым и образует отверстие 7 для извлечения текучей среды из нефтяной скважины или введения текучей среды в нефтяную скважину. Таким образом, внутренняя сторона внутренней системы труб 6 образует первый проточный канал 14.
Наружная система труб 9 вставлена в нефтяную скважину таким образом, что охватывает внутреннюю систему труб 6, причём указанные внутренняя и наружная системы труб расположены, по существу, коаксиально. Дальняя концевая секция наружной системы труб 9 выполнена перфорированной и таким образом имеет отверстия 10, обеспечивающие обмен текучей средой между внутренней и внешней частями наружной системы труб 9. Перфорированная секция наружной системы труб 9 расположена рядом с отверстиями 4, выполненными в обсадной колонне нефтяной скважины выше пакера.
Благодаря такому расположению внутренней и наружной систем труб между наружной стороной наружной системы труб 9 и внутренней стороной обсадной колонна 1 кольцевым пространством образован второй проточный канал 16, и дополнительно между наружной стороной внутренней системы труб 6 и внутренней стороной наружной системы труб 9 кольцевым пространством образован третий проточный канал 15.
Согласно конкретному варианту реализации, показанному на фиг. 1, в нефтяной скважине выполнены две пары горизонтальных скважин, проходящих, по существу, под прямым углом от указанной нефтяной скважины. Каждая пара горизонтальных скважин содержит верхнюю скважину 11 и нижнюю скважину 12, которые, по существу, расположены параллельно друг другу и таким образом, по существу, являются выровненными по вертикали.
Верхние горизонтальные скважины выполнены с возможностью входа в контакт с перфорированной секцией нефтяной скважины 1 выше пакера, в то время как нижние горизонтальные скважины выполнены с возможностью входа в контакт с перфорированной секцией нефтяной скважины 1 ниже пакера. Верхние и нижние горизонтальные скважины расположены на некотором расстоянии друг от друга, составляющем примерно 5 м, имеют диаметр примерно 5 см и длину примерно 200 м.
Расположение указанных горизонтальных скважин, например, известно из способа гравитационного дренирования при закачке пара (δΛΟΌ), согласно которому горячий пар нагнетают в верхние горизонтальные скважины, и извлекают нефть из нижних горизонтальных скважин.
На фиг. 1 показаны только две пары горизонтальных скважин. Однако, следует отметить, что также только одна пара горизонтальных скважин и также больше двух пар горизонтальных скважин могут быть иметь связь по текучей среде с нефтяной скважиной и могут быть использованы в способе термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению.
Кроме того, в продуктивной зоне нефтяной скважины установлены два датчика 13 температуры, один датчик выше пакера и один датчик ниже пакера, для измерения температуры во время осуществления способа термической обработки нефтяной залежи.
Далее описан конкретный вариант реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению.
На одном этапе указанного способа в подлежащую термической обработке скважину нефтяной залежи 3 устанавливают пакер 8, внутреннюю систему труб 6 и наружную систему труб 9, как описано выше и показано на фиг. 1.
На другом этапе указанного способа нагнетают по отдельности два различных состава 17 и 18 в нефтяную скважину и вводят их в контакт друг с другом в продуктивной зоне 2 нефтяной скважины для инициирования химических реакций, вырабатывающих теплоту и газы. В качестве указанных двух составов могут использоваться, например, состав, выделяющий газ при нагревании (ТСЕС), и стабилизированный инициатор реакции (ΚΊδ), описанные в \УО 200/043239 А1. С использованием указанных составов можно инициировать и поддерживать устойчивую и непрерывную реакцию, так что указанные составы могут вводиться непрерывно даже после инициирования указанных химических реакций.
Далее описаны указанные составы, которые могут быть использованы в способе и с устройством согласно настоящему изобретению.
Состав, выделяющий газ при нагревании, представляет собой водный раствор или суспензию, содержащую по меньшей мере один состав, выбранный из группы, включающей нитрат гидразина, 1,1-ди(С2-С6)-алкил нитраты гидразина и 1,2-ди-(С2-С6)-алкил нитраты гидразина, такие как 1,1-диметил нитрат гидразина или 1,2-диметил нитрат гидразина, нитрат гуанидина, азотно-кислотный аддукт формамида, азотно-кислотный аддукт ацетамида, азотно-кислотный аддукт ацетонитрила, азотно-кислотный аддукт мочевины, нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия, нитрат кальция, моно-, ди- и три-(С£-С5)алкил нитраты амина, моно-, ди- и три-(С£-С5)-алканол нитраты амина, (С2-С6)-алкилен моно- и ди- 11 024412 нитраты диамина, а также поли-(С1-С5)-алкилен полинитраты полиамина.
Стабилизированный инициатор реакции представляет собой жидкость, содержащую по меньшей мере один состав, выбранный из группы, включающей борогидриды металлов МВН4, в которой М является Ы, Να или К;
аминобораны (К К К) ΝΒΗ3, где К , К и К независимо друг от друга представляют собой водород или (С1-С10)-алкил, или где К1 является арилом или пиридином с 10 атомами углерода, а К2 и К3 являются водородом;
диалкилалюминаты МА1Н2К1К2, где М представляет собой Ы, Να или К, а К1 и К2 независимо друг от друга представляют (С1-С10)-алкил;
3 12 3 аминоаланы (К К К ) ΝΑΙΗ3, где К , К и К независимо друг от друга представляют водород или (С1-С10)-алкил;
нитриты щелочного металла МКО2; и алюминий или сплавы алюминия с магнием или другими металлами, которые обеспечивают устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами.
Состав, выделяющий газ при нагревании, и стабилизированный инициатор реакции являются жидкостями, которые могут быть введены в нефтяную залежь посредством насосов. Если используемые составы, по существу, не являются жидкостями, они используются в форме растворов или суспензии в соответствующем растворителе. Если состав, выделяющий газ при нагревании и стабилизированный инициатор реакции являются суспензией, их вязкость также позволяет использовать для их перекачивания насос, и они могут быть закачаны в нефтяную скважину со скоростью до 4-8 л/с.
Конкретными примерами составов, которые могут быть использованы в качестве состава, выделяющего газ при нагревании, являются моно-, ди- и триэтаноламин нитраты, моно-, ди- и триэтиламин нитраты, полиэтиленовые полиамин полинитраты, этилендиамин мононитрат, этилендиамин динитрат, алкилиденовые диамин моно- и динитраты.
Состав, выделяющий газ при нагревании, предпочтительно используется в форме водного раствора или суспензии, содержащей по меньшей мере один состав, выбранный из группы, включающей нитрат гидразина, 1,1-ди-(С2-С6)-алкил нитраты гидразина и 1,2-ди-(С2-С6)-алкил нитраты гидразина, такие как 1,1-диметил нитрат гидразина или 1,2-диметил нитрат гидразина, нитрат гуанидина, азотно-кислый аддукт формамида, азотно-кислый аддукт ацетамида, азотно-кислый аддукт мочевины и азотно-кислый аддукт ацетонитрила.
Состав, выделяющий газ при нагревании, предпочтительно является продуктом реакции азотной кислоты с соответствующими аминосоединениями, такими как гидразин, реагирующий с азотной кислотой таким образом, что в результате получается нитрат гидразина. При реакции азотной кислоты с указанными аминосоединениями получаются соответствующие соединения нитрата или азотно-кислые аддукты.
Если состав, выделяющий газ при нагревании, содержит по меньшей мере одно из следующих веществ: нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия или нитрат кальция, то содержание указанных нитратов в составе, выделяющем газ при нагревании, не превышает 50 мас.%, предпочтительно не больше 30 мас.%.
Значение рН-фактора состава, выделяющего газ при нагревании, предпочтительно составляет примерно 3-14 в зависимости от смеси состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции. Кроме того, предпочтительно смесь состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции имеет значение рН-фактора меньше 7.
Для вышеуказанных аминоборанов, диалкилалюминатов и аминоаланов предпочтительно алкиловыми составляющими К1, К2 и К3 являются метил или этил.
Для вышеуказанных нитритов щелочного металла предпочтительно используется азотисто-кислый натрий или азотисто-кислый калий.
Если алюминий или алюминиевый сплав с магнием или другими металлами, которые обеспечивают устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами, используются для стабилизированной инициирующей реакции, алюминий или алюминиевый сплав могут быть использованы в форме тонкодисперсного пирофорного материала, размер частиц которого предпочтительно составляет примерно 1 мкм или меньше, и/или в форме гранул, размер которых предпочтительно составляет примерно 0,1-5 мм, более предпочтительно 1-2 мм. Алюминий и алюминиевые сплавы в качестве дополнительного металла также могут содержать медь, галлий и/или индий.
Если температура в реакционной зоне нефтяной скважины достигает примерно 250-300°С, суспензия такого гранулированного алюминия или алюминиевого сплава в органическом растворителе может быть введена в нефтяную скважину.
Алюминий окисляется в экзотермической реакции, в результате чего вырабатывается окись алюминия, причём из 7 кг алюминия может быть получено примерно 50000 ккал тепловой энергии. Например, для увеличения температуры 1 кг продуктивной однослойной зоны на 100°С должна быть обеспечена тепловая энергия в количестве примерно 20 ккал, причём для увеличения температуры 1 кг нефти на 100°С требуется тепловая энергия в количестве примерно 50 ккал.
- 12 024412
В результате окисления алюминия формируются частицы окиси алюминия, которые осаждаются во вновь образованных растрещиниваниях продуктивной зоны и удерживают указанные растрещинивания открытыми, так что протекание нефти в направлении к нефтяной скважине и таким образом добыча нефти могут быть дополнительно улучшены.
Если в качестве стабилизированного инициатора реакции используется алюминий или его сплавы с магнием или другими металлами, обеспечивающими устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами, химическая система дополнительно может содержать раствор или суспензию по меньшей мере одной из кислот и раствор или суспензию по меньшей мере одной из щелочей, которые будут введены в контакт с указанными алюминием или алюминиевыми сплавами.
Если в качестве стабилизированного инициатора реакции используются и вводятся в нефтяную скважину алюминий или его сплавы, после введения они могут входить в контакт с кислотой или щелочью для инициирования и поддерживания термохимической реакции, вырабатывающей тепло и газы. Для этого кислота или щелочь могут быть введены в нефтяную скважину в форме раствора или суспензии по меньшей мере одной кислоты или по меньшей мере одной щелочи. Кроме того, также могут быть использованы водные растворы, например, соляной кислоты (НС1) или гидроокиси натрия (ΝαΟΗ).
Для подготовки раствора или суспензии стабилизированного инициатора реакции может использоваться любой соответствующий растворитель. В зависимости от материалов, используемых в качестве стабилизированного инициатора реакции, указанным подходящим растворителем может быть вода или органический растворитель, выбранный из группы, включающей бензин, лигроин, уайт-спирит, керосин и сырая нефть. Если, например, в качестве инициатора-стабилизатора реакции используются борогидриды или аминобораны металлов, в качестве растворителя может быть использована вода со значением рН>7. Для достижения такого значения рН может быть добавлен аммиак или гидроксид щелочного металла. Если используется материал, который реагирует с водой, может быть использован по меньшей мере один из вышеуказанных органических растворителей.
В начале термохимической обработки нефтяной скважины стабилизированный инициатор реакции обычно используют в форме борогидрида щелочного металла в количестве примерно 5-7 мас.% или в форме нитрита щелочного металла в количестве примерно 30 мас.% от массы состава, выделяющего газ при нагревании, нагнетаемого в нефтяную скважину. После инициирования химических реакций достаточно использовать стабилизированный инициатор реакции в форме борогидрида щелочного металла в количестве примерно 1 мас.% или в форме нитрита щелочного металла в количестве примерно 15-20 мас.% относительно массы состава, выделяющего газ при нагревании. Указанная химическая система обеспечивает реагирование до нескольких сотен тонн материала в сутки в продуктивной зоне нефтяной залежи, что примерно в 50-100 раз больше количества материала, реагируемого в сутки, при использовании систем и способов, осуществляющих реакцию составов в пакетном режиме.
Кроме того, в отличие от топливного и оксиляющего составов, используемых в уровне техники, вышеописанный состав, выделяющий газ при нагревании, не содержит избыточный кислород и таким образом не оказывает окислительного действия, так что не образуется взрывчатый состав с примесью нефти. Разложение 1 кг состава, выделяющего газ при нагревании, обеспечивает выделение теплоты в количестве примерно 1000-3200 ккал.
С использованием описанной выше химической системы состав, выделяющий газ при нагревании, и стабилизированный инициатор реакции могут быть введены в нефтяную скважину и могут поддерживать реакцию в продуктивной зоне с потреблением указанных материалов в количестве примерно до 100 т в сутки и вырабатыванием большого количества теплоты в единицу времени, в результате чего повышается эффективность добычи нефти, поскольку обеспечивается возможность поддержания устойчивой и непрерывной реакции путем непрерывного закачивания реакционноспособных материалов в нефтяную скважину. С использованием указанной химической системы большое количество теплоты и газов может быть произведено при потреблении примерно 1 т реакционных материалов, введенных в нефтяную скважину. Для достижения высокой эффективности добычи нефти предпочтительным является непрерывное введение реакционных материалов, в частности по меньшей мере примерно 10 т/сутки и более предпочтительно по меньшей мере примерно 20 т/сутки.
С использованием способа и устройства согласно настоящему изобретению и описанных выше составов также становится возможной добыча нефти из залежей, содержащих в основном высоковязкую нефть, эффективная добыча которой невозможна при использовании известных способов без закачивания большого количества воды.
Стабилизированный инициатор реакции или состав, выделяющий газ при нагревании, дополнительно могут содержать по меньшей мере одну из растворимых солей следующих металлов: Мп, Ре, Сг, Со, Νΐ или V. Указанные металлы могут катализировать окисление нефти и таким образом способствовать выделению дополнительного тепла. Соли указанных металлов содержатся в стабилизированном инициаторе реакции в количестве не больше 10% от общей массы стабилизированного инициатора реакции.
Наиболее предпочтительными солями металлов являются: Ре(ЫО3)3, Μη(ΝΟ3)2-6Η2Ο, Мп(8О4)6Η2Ο, КМпО4, К2МпО4, К2СгО4, №2СгО4, К2Сг2О7, МьСТО . Со^О3)3, ΝΗ4νθ3, Νανθ3 и Κνθ3.
- 13 024412
Далее представлен краткий обзор предпочтительных соотношений компонентов, содержащихся в составе, выделяющем газ при нагревании, и стабилизированном инициаторе реакции, которые могут быть использованы в способе и с устройством согласно настоящему изобретению. Указанные соотношения выражены в массовых процентах относительно массы комбинированных реагентов, содержащихся в составе, выделяющем газ при нагревании, и стабилизированном инициаторе реакции, без учета растворителей, используемых для подготовки соответствующих растворов или суспензии.
| Компоненты состава, выделяющего газ при | В сумме |
| нагревании: | 30-70 масс. % |
| 1. Нитрат гидразина. 2. 1,1-ди-(С2-Сб)-алкил нитраты гидразина и 1,2-ди- (Сг-Сб)-алкил нитраты гидразина, такие как 1,1- диметил нитрат гидразина или 1,2-диметил нитрат гидразина. 3. Нитрат гуанидина. 4. Азотнокислый аддукт формамида. 5. Азотнокислый аддукт ацетамида. 6. Азотнокислый аддукт ацетонитрила. 7. Азотнокислый аддукт мочевины. | |
| Компоненты состава, выделяющего газ при | Если |
| нагревании: | представлены, по |
| меньшей мере 10 | |
| 1. Моно-, ди- и триэтаноламин нитраты. 2. Моно-, ди- и три-(С1-Сз)-алкил нитраты амина, такие как моно-, ди -и триэтиламин нитраты. 3. Полинитрат полиэтилена-полиамина | масс. % |
| 4. (С1-С5)-алкилиден моно- и динитрат диамина, такой как мононитрат этилендиамина или динитрат этилендиамина. | |
| Компоненты стабилизированного инициатора | |
| реакции: | 1-10 масс. % |
| 1. Борогидриды металлов МВНд. | 0,5-5 масс. % |
| 2. Аминобораны (Р1^2^3) Ν·ΒΗ3. | 1,5-7 масс. % |
| 3. Диалкилалюминаты МАЖгК1^2 | 3-10 масс. % |
| 4. Аминоаланы (Р1^2^3) Ν·ΑΙΗ3. | 10-35 масс.% |
| 5. Нитриты щелочных металлов ΜΝΟ2· 6. Алюминий или сплавы алюминия с магнием или другими металлами, которые обеспечивают устойчивую реакцию с щелочными и кислотными водными растворами. | 0,3-70 масс.% |
| Дополнительные компоненты для добавления: | |
| Растворимые соли Мп, Ре, Сг, Со, Νϊ или V. | 1-4 масс. % |
| Нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия, нитрат кальция. Растворы или суспензии кислот (такие как водный раствор НС1) или щелочи (такие как водный раствор ЫаОН). | 0-50 масс. % |
Состав, выделяющий газ при нагревании, и стабилизированный инициатор реакции могут быть закачаны в нефтяную залежь с расходом примерно 4-8 л/с.
Согласно предпочтительному варианту реализации, показанному на фиг. 1, второй и третий проточные каналы имеют различные площади поперечного сечения потока, так что второй проточный канал 16 обеспечивает более высокий расход по сравнению с третьим проточным каналом 15. Поскольку состав, выделяющий газ при нагревании, обычно используется в большем количестве, чем стабилизированный инициатор реакции, предпочтительным является нагнетание состава 17, выделяющего газ при нагревании, во второй проточный канал 16 и нагнетание стабилизированного инициатора реакции 18 в третий проточный канал 15. Закачивание указанных двух составов 17 и 18 может быть осуществлено с использованием подходящих насосов.
При достижении продуктивной зоны 2 указанные два состава 17 и 18 смешиваются, поскольку дальняя концевая секция наружной системы труб 9 выполнена перфорированной и имеет отверстия 10 для обмена текучей средой между вторым и третьим проточными каналами. Указанное смешивание инициирует химические реакции, и в результате непрерывного закачивания в скважину состава 17, выде- 14 024412 ляющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции 18 реагирующая смесь передается через отверстия 4, выполненные в обсадной колонне 1, в верхние скважины 11 пар горизонтальных скважин и таким образом распространяется в нефтяной залежи 3.
В результате химических реакций выделяется большое количество теплоты и газов. Это приводит к повышению температуры в обрабатываемой области нефтяной залежи, в результате чего уменьшается вязкость нефти и дополнительно происходит растрещинивание в залежи, так что добыча нефти дополнительно облегчается. В результате скапливающаяся в нижних скважинах 12 пар горизонтальных скважин жидкость может быть собрана и извлечена через отверстия 5, выполненные в обсадной колонне 1, в нефтяную скважину и через первый проточный канал 14 поднята на поверхность. Собранные и извлеченные жидкости 19 содержат нефть и в зависимости от условий, создавшихся в нефтяной скважине, также и другие компоненты. Если способ согласно настоящему изобретению используется в обводненных нефтяных залежах, собранные и извлеченные жидкости 19 могут содержать большое количество воды. В настоящей заявке указанные жидкости обозначены как нефть или нефтесодержащая смесь 19.
В отличие от способа гравитационного дренирования при закачке пара (8ΆΟΌ), в котором основной движущей силой для сбора нефти (обычно смеси нефти и воды) в нижних скважинах является гравитация, в способе согласно настоящему изобретению для сбора и извлечения нефтяной или нефтесодержащей смеси 19 дополнительно используется повышение давления в обрабатываемой области нефтяной залежи. Указанное повышение давления вызывается непрерывным закачиванием жидкостей 17 и 18 в нефтяную залежь и инициированием реакций, вырабатывающих большое количество горячих газов. Перепад давления между верхними и нижними скважинами пар горизонтальных скважин может варьироваться от нескольких атмосфер до нескольких десятков атмосфер. Это обеспечивает повышение эффективности добычи нефти. Более высокие значения давления, достигнутые с использованием способа согласно настоящему изобретению, дополнительно обеспечивают увеличенное растрещинивание по сравнению со способом δΛΟΌ и таким образом дополнительно облегчают добычу нефти. Сформированные трещины достигают точки сброса давления, т.е. нижних скважин 12, в которых давление падает благодаря непрерывному и интенсивному извлечению нефти или нефтесодержащей смеси 19. Таким образом, дополнительно облегчается добыча нефти. Повышенная эффективность добычи и сбора экстрагируемой нефти или нефтесодержащей смеси достигается с использованием способа согласно настоящему изобретению по всей длине горизонтальных скважин (в данном случае примерно 200 м).
Дополнительное преимущество способа согласно настоящему изобретению по сравнению со способом δΛΟΌ состоит в значительно уменьшенном количестве воды, вводимой в нефтяную залежь.
Далее подробно описан способ согласно настоящему изобретению.
Одним из управляющих параметров способа согласно настоящему изобретению является температура в нефтяной скважине выше и ниже пакера 8, где установлены датчики 13 температуры. В зависимости от значений температуры, обнаруженных указанными датчиками 13 температуры, может быть отрегулировано количество нагнетаемого в скважину состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции.
Одним верхним температурным пределом является максимальная температура пакера 8 и обсадной колонны 1 нефтяной скважины, которая обычно по меньшей мере частично состоит из цемента. Для показанных на чертеже пакера 8 и цемента, используемого для обсадной колонны 1 нефтяной скважины, допускается максимальная температура примерно 300°С. Однако, следует отметить, что для пакера 8 и обсадной колонны 1 также могут использоваться материалы, обеспечивающие возможность использования более высокой максимальной температуры, так что способ и устройство согласно настоящему изобретению не ограничиваются аспектами, показанными на чертеже.
На первом этапе нефтяную залежь нагревают путем введения в реакцию состава, выделяющего газ при нагревании, и стабилизированного инициатора реакции для достижения температуры в области датчика 13 температуры, установленного ниже пакера, примерно 250-280°С. При указанной температуре состав, выделяющий газ при нагревании, может реагировать/расщепляться, вырабатывая теплоту и газы, без дополнительной подачи инициатора (стабилизированного инициатора реакции). На данном этапе подача стабилизированного инициатора реакции может быть уменьшена или даже приостановлена. Это позволяет улучшить стоимостную эффективность управления технологическим процессом, поскольку компоненты стабилизированного инициатора реакции обычно являются относительно дорогими по сравнению с компонентами, используемыми для состава, выделяющего газ при нагревании. В принципе подача стабилизированного инициатора реакции может быть уменьшена или приостановлена при достижении температуры реакции значения по меньшей мере 200°С. При этом для поддерживания устойчивой реакции в продуктивной зоне нефтяной залежи достаточно подавать только состав, выделяющий газ при нагревании, который может быть подан через второй и/или третий проточные каналы 16 и 15.
Если в горизонтальных скважинах поддерживается устойчивая температура примерно 250-280°С, может быть использован другой вариант способа согласно настоящему изобретению, согласно которому также уменьшают или даже приостанавливают подачу состава, выделяющего газ при нагревании, а вместо этого в нефтяную залежь подают воздух или любой другой недорогой окислитель. На данном этапе становится возможным управляемое сгорание нефти, т.е. так называемое низкотемпературное сгорание
- 15 024412 нефти с температурой реакции примерно 300°С и выделением тепла О примерно 40 МДж на килограмм сожженной нефти.
Ниже приведена оценка процентного содержания нефти, которую необходимо сжечь для нагрева нефтесодержащего материала (такого как порода), которая может быть извлечена на этапе, на котором для поддерживания реакции в нефтяном месторождении подают только относительно дешевый окислитель.
В качестве указанного дешевого окислителя используется нитрат калия. Для окисления 1 кг нефти требуется примерно 2-3 кг нитрата калия. Масса М нагретого нефтесборного коллектора, имеющего пористость примерно 20%, вычисляется по следующей формуле (1):
<3 = С· М - ΔΤ (1), где О - количество произведенной теплоты,
С - удельная теплоемкость коллектора с нефтью,
М - масса коллектора с нефтью,
ΔΤ - увеличение температуры.
Коллектор представляет собой материал нефтяной залежи, содержащий в своих порах нефть.
Исходя из удельной теплоемкости С, равной 1 КДж/(кг-К), повышения температуры ΔΤ=100°Κ и количества теплоты 0=40 МДж (произведенной на 1 кг сожженной нефти) может быть вычислена масса, которая составила 400 кг. Это означает, что для нагрева 400 кг коллектора на 100°К необходимо окислить 1 кг нефти в залежи.
Плотность материала коллектора (например, породы) может быть принята примерно 2,5 кг/л, так что в результате сжигания 1 кг нефти может быть нагрет объем V породы примерно 160 л с массой примерно 400 кг.
Дополнительно может быть предположено, что количество нефти в порах расчетного объема коллектора составляет примерно 32 л, что соответствует примерно 28 кг нефти. Таким образом, необходимо сжечь 1 кг нефти для нагрева 400 кг породы, содержащей 28 кг нефти. Таким образом, только примерно 4% нефти, содержащейся в обработанной области, должны быть сожжены для извлечения нефти из указанной обработанной нефтяной залежи.
Цена за 2-3 кг нитрата калия составляет примерно 16-20 российских рублей. Указанное количество нитрата калия является необходимым для произведения примерно 40 МДж теплоты. Таким образом, для получения 1 МДж теплоты в нефтяном месторождении с использованием нитрата калия необходимо затратить примерно 0,4-0,5 рубля на приобретение химических реагентов.
При сравнении затрат способа согласно настоящему изобретению с затратами способа 8ЛСИ в итоге получается, что затраты на генерирование горячего водяного пара, который необходимо закачивать с поверхности в нефтяную залежь для подачи в него 1 МДж теплоты, примерно в 10 раз превышают затраты, связанные с использованием способа согласно настоящему изобретению.
Одна причина такой значительной разности состоит в том, что в способе 8ЛСИ нефть или битум, сжигаемые для выработки тепла, необходимого для тепловой обработки, сжигаются на поверхности, в то время как согласно предложенному способу тепло вырабатывается непосредственно на месте использования для теплового воздействия, т.е. тепло вырабатывается внизу, в нефтяной залежи.
На фиг. 2 показаны направления потока, используемые в конкретном варианте реализации способа термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу на вышеуказанном этапе, на котором подают только одну текучую среду, такую как состав, выделяющий газ при нагревании, или любой другой недорогой окислитель, для поддержания постоянной реакции в продуктивной зоне нефтяной залежи указанная текучая среда может быть введена через первый проточный канал 14, который проходит вдоль внутренней системы труб 6 и затем направляется через отверстия 5 и нижнюю скважину 12 в нефтяную залежь. Затем нефть или нефтесодержащую смесь 19 извлекают через верхние скважины 11, отверстия 4 и через один или оба из второго и третьего проточных каналов 16 и 15. Такое изменение направление потока нефти в нефтяной залежи может быть реализовано благодаря тому, что основной движущей силой, используемой в способе согласно настоящему изобретению, является перепад давления, вызванный закачиванием текучей среды и выработкой большого количества теплоты и газов.
При использовании указанного способа для извлечения нефти или нефтесодержащей смеси может быть использована значительно увеличенная площадь поперечного сечения, т.е. площади поперечного сечения второго и третьего проточных каналов по сравнению с вариантом реализации, показанным на фиг. 1. Кроме того, текучая среда, введенная в первый проточный канал 14, может быть использована для охлаждения пакера 8.
Ниже представлена оценка, показывающая, что способ термической обработки нефтяной залежи согласно настоящему изобретению может быть успешно применен в интенсивно обводненных нефтяных залежах.
Предполагается, что в указанном интенсивно обводненной нефтяной залежи поры содержат примерно 90% воды и примерно 10% нефти. Удельная теплоемкость воды составляет 4,2 кДж/(кг-К).
- 16 024412
На основании вышеуказанной формулы (1) можно вычислить, что согласно данному варианту окисление (горение) 1 кг нефти вызывает повышение температуры примерно на 80°С для 400 кг породы, поры которой содержат 32 л текучей среды (90% воды и 10% нефти). В результате нагрева вязкость текучей среды (вода плюс нефть) уменьшается в 4-5 раз, таким образом текучая среда сможет вытекать из залежи в нефтяную скважину и затем может быть откачана на поверхность.
Таким образом, в итоге может быть получено, что для извлечения 3,2 л нефти необходимо сжечь 1 л нефти, что составляет примерно одну третью часть нефти. Для известных способов выполнить оценку стоимости эффективной добычи нефти из указанных интенсивно обводненных нефтяных залежей не представляется возможным.
С использованием устройства и способа согласно настоящему изобретению также является возможным введение текучих сред для инициирования и поддерживания теплового воздействия на нефтяную залежь с одновременным извлечением нефти.
Claims (5)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство для термической обработки нефтяной залежи путем раздельного введения первого и второго составов в нефтяную скважину и введения в контакт первого и второго составов друг с другом в продуктивной зоне нефтяной залежи для инициирования химической реакции, вырабатывающей теплоту и газы, при этом нефтяная скважина сообщается по текучей среде по меньшей мере с одной парой горизонтальных скважин, по существу, выровненных по вертикали, верхней горизонтальной скважиной и нижней горизонтальной скважиной, расположенными в продуктивной зоне, содержащее обсадную колонну нефтяной скважины, снабженную отверстиями напротив горизонтальных скважин для обеспечения возможности обмена текучей средой между нефтяной скважиной и горизонтальными скважинами в нефтяной залежи, уплотнительное устройство, расположенное в обсадной колонне указанной нефтяной скважины, так что отверстие, выполненное в обсадной колонне напротив верхней горизонтальной скважины, расположено выше, а отверстие, выполненное в обсадной колонне напротив нижней горизонтальной скважины, расположено ниже указанного уплотнительного устройства, внутреннюю систему труб, расположенную внутри обсадной колонны нефтяной скважины и проходящую сквозь уплотнительное устройство, причем указанное уплотнительное устройство герметизирует пространство между внутренней системой труб и обсадной колонной, при этом внутренняя система труб снабжена по меньшей мере одним отверстием на своей дальней концевой секции, расположенным ниже указанного уплотнительного устройства, отличающееся тем, что содержит наружную систему труб, расположенную коаксиально внутренней системе труб и снаружи нее, и внутри указанной обсадной колонны, при этом внутреннее пространство внутренней системы труб образует первый проточный канал, внутреннее пространство обсадной колонны нефтяной скважины выше уплотнительного устройства образует второй проточный канал, внутреннее пространство наружной системы труб образует третий проточный канал, и наружная система труб снабжена отверстиями, соединяющими третий проточный канал со вторым проточным каналом, и при этом отверстия наружной системы труб расположены близко к отверстиям обсадной колонны для передачи химической реакции первого и второго составов в продуктивную зону нефтяной залежи.
- 2. Устройство по п.1, в котором отверстия наружной системы труб и обсадной колонны образованы перфорированными секциями, расположенными друг напротив друга.
- 3. Устройство по п.1, в котором верхняя горизонтальная скважина и нижняя горизонтальная скважина, входящие в одну пару горизонтальных скважин, пробурены от нефтяной скважины радиально в продуктивную зону нефтяной залежи в направлениях, сближающихся друг с другом.
- 4. Устройство по п.3, в котором горизонтальные скважины, входящие в одну пару горизонтальных скважин, пересекаются друг с другом на расстоянии 200 м, предпочтительно 100 м от нефтяной скважины с образованием реакционной зоны на их удаленных концах.
- 5. Устройство по п.1, дополнительно содержащее по меньшей мере один датчик температуры для измерения температуры выше и/или ниже уплотнительного устройства.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/EP2010/062356 WO2012025150A1 (en) | 2010-08-24 | 2010-08-24 | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201390290A1 EA201390290A1 (ru) | 2013-08-30 |
| EA024412B1 true EA024412B1 (ru) | 2016-09-30 |
Family
ID=43798554
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201390290A EA024412B1 (ru) | 2010-08-24 | 2010-08-24 | Устройство для термической обработки нефтяной залежи |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9388677B2 (ru) |
| EP (1) | EP2646646B1 (ru) |
| CN (1) | CN103180543A (ru) |
| AP (1) | AP2013006781A0 (ru) |
| AU (1) | AU2010359821B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013004260B1 (ru) |
| EA (1) | EA024412B1 (ru) |
| MX (1) | MX2013002068A (ru) |
| MY (1) | MY165508A (ru) |
| SA (1) | SA111320710B1 (ru) |
| WO (1) | WO2012025150A1 (ru) |
Families Citing this family (31)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9228424B2 (en) | 2011-05-31 | 2016-01-05 | Riverbend, S.A. | Method of treating the near-wellbore zone of the reservoir |
| US20130126169A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation |
| CA2861645C (en) | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
| CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| RU2525386C2 (ru) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
| WO2014159676A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-10-02 | Friesen, Cody | A system and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction with electrochemical processes |
| WO2015036317A1 (de) * | 2013-09-10 | 2015-03-19 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur erdölgewinnung aus einer unterirdischen formation |
| WO2015036315A1 (de) * | 2013-09-10 | 2015-03-19 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur thermischen behandlung einer unterirdischen erdöllagerstätte |
| US10060237B2 (en) * | 2013-11-22 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
| US9879511B2 (en) | 2013-11-22 | 2018-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining a hydrocarbon material contained within a subterranean formation |
| US10457853B2 (en) * | 2014-01-10 | 2019-10-29 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals |
| US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
| US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10458220B2 (en) | 2014-09-05 | 2019-10-29 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State Univeristy | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals |
| US20170350221A1 (en) * | 2014-12-17 | 2017-12-07 | Galexum Technologies Ag | Method of simultaneous introducing of two or more than two chemical substances and/or water into a subterraneous hydrocarbon formation and/or control of the rate of chemical reactions of these substances, and a device for implementation of this method |
| WO2016137931A1 (en) | 2015-02-23 | 2016-09-01 | Cody Friesen | Systems and methods to monitor the characteristics of stimulated subterranean hydrocarbon resources utilizing electrochemical reactions with metals |
| EP3289177A4 (en) | 2015-04-28 | 2018-12-19 | Martin Parry Technology Pty Ltd | Moving injection gravity drainage for heavy oil recovery |
| WO2016183001A1 (en) | 2015-05-08 | 2016-11-17 | Louisiana State University | Single-well gas-assisted gravity draining process for oil recovery |
| CN105156082A (zh) * | 2015-07-10 | 2015-12-16 | 延安双丰石油技术有限公司 | 一种提高低孔、低渗透和低压储层油井产能的方法及组合液 |
| CA2940378A1 (en) | 2015-08-28 | 2017-02-28 | Los Acquisition Co I, Llc | Reservoir stimulation by energetic chemistry |
| CZ307274B6 (cs) * | 2015-09-10 | 2018-05-09 | Dmitri Anatoljevich Lemenovski | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny |
| US10989033B2 (en) | 2015-11-02 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse frac pack treatment |
| US10989029B2 (en) | 2015-11-05 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
| UA119068C2 (uk) * | 2017-03-03 | 2019-04-25 | Сергій Петрович Малигон | Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта |
| WO2018195322A1 (en) * | 2017-04-19 | 2018-10-25 | Orinoco Drilling Fluids Llc | Drilling fluid for hydrocarbon wells and manufacturing process thereof |
| US10087736B1 (en) | 2017-10-30 | 2018-10-02 | Saudi Arabian Oil Company | Multilateral well drilled with underbalanced coiled tubing and stimulated with exothermic reactants |
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
| CN113863913B (zh) * | 2021-09-08 | 2022-11-25 | 西南石油大学 | 一种页岩气层氧化爆裂改造方法 |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1816260A (en) * | 1930-04-05 | 1931-07-28 | Lee Robert Edward | Method of repressuring and flowing of wells |
| US3126961A (en) * | 1964-03-31 | Recovery of tars and heavy oils by gas extraction | ||
| US3163211A (en) * | 1961-06-05 | 1964-12-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of conducting reservoir pilot tests with a single well |
| WO2010043239A1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3620571A (en) * | 1969-06-16 | 1971-11-16 | Calvin H Billings | Single-well heated gas mining method and apparatus |
| RU2100583C1 (ru) | 1988-09-12 | 1997-12-27 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки (ВНИПИвзрывгеофизика) | Состав для термогазохимической обработки скважин |
| RU2126084C1 (ru) | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2153065C1 (ru) | 1999-08-27 | 2000-07-20 | Александров Евгений Николаевич | Способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления |
| RU2194156C1 (ru) | 2001-09-06 | 2002-12-10 | Александров Евгений Николаевич | Горючеокислительный состав для термохимической обработки нефтяного пласта |
| RU2224103C1 (ru) | 2002-05-28 | 2004-02-20 | Институт биохимической физики РАН | Способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта |
-
2010
- 2010-08-24 MX MX2013002068A patent/MX2013002068A/es not_active Application Discontinuation
- 2010-08-24 WO PCT/EP2010/062356 patent/WO2012025150A1/en active Application Filing
- 2010-08-24 AU AU2010359821A patent/AU2010359821B2/en not_active Ceased
- 2010-08-24 CN CN2010800697754A patent/CN103180543A/zh active Pending
- 2010-08-24 US US13/818,142 patent/US9388677B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-08-24 EP EP10754705.1A patent/EP2646646B1/en active Active
- 2010-08-24 BR BR112013004260-5A patent/BR112013004260B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-08-24 AP AP2013006781A patent/AP2013006781A0/xx unknown
- 2010-08-24 EA EA201390290A patent/EA024412B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-08-24 MY MYPI2013000605A patent/MY165508A/en unknown
-
2011
- 2011-08-23 SA SA111320710A patent/SA111320710B1/ar unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3126961A (en) * | 1964-03-31 | Recovery of tars and heavy oils by gas extraction | ||
| US1816260A (en) * | 1930-04-05 | 1931-07-28 | Lee Robert Edward | Method of repressuring and flowing of wells |
| US3163211A (en) * | 1961-06-05 | 1964-12-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of conducting reservoir pilot tests with a single well |
| WO2010043239A1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-22 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9388677B2 (en) | 2016-07-12 |
| AU2010359821B2 (en) | 2016-08-18 |
| MX2013002068A (es) | 2013-06-28 |
| BR112013004260A2 (pt) | 2016-08-02 |
| CN103180543A (zh) | 2013-06-26 |
| EA201390290A1 (ru) | 2013-08-30 |
| EP2646646B1 (en) | 2020-04-08 |
| SA111320710B1 (ar) | 2015-03-29 |
| WO2012025150A1 (en) | 2012-03-01 |
| EP2646646A1 (en) | 2013-10-09 |
| AU2010359821A1 (en) | 2013-04-11 |
| US20130206400A1 (en) | 2013-08-15 |
| AP2013006781A0 (en) | 2013-03-31 |
| MY165508A (en) | 2018-03-28 |
| BR112013004260B1 (pt) | 2019-10-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA024412B1 (ru) | Устройство для термической обработки нефтяной залежи | |
| CA2736894C (en) | A method for performing thermochemical treatment of an oil reservoir | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| RU2576267C1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа | |
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| RU2401941C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
| US3219108A (en) | Use of propynol in chemical ignition | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CN114876429B (zh) | 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法 | |
| RU2615543C2 (ru) | Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2569375C1 (ru) | Способ и устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта | |
| RU2569382C1 (ru) | Скважинный газогенератор | |
| OA16332A (en) | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir. | |
| RU2030568C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2726693C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2522690C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти | |
| SU1652518A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи | |
| SA110310313B1 (ar) | نظام كيميائي وطريقة للمعالجة الحرارية لخزان نفط |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD |