RU2590916C1 - Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах - Google Patents
Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2590916C1 RU2590916C1 RU2014116049/03A RU2014116049A RU2590916C1 RU 2590916 C1 RU2590916 C1 RU 2590916C1 RU 2014116049/03 A RU2014116049/03 A RU 2014116049/03A RU 2014116049 A RU2014116049 A RU 2014116049A RU 2590916 C1 RU2590916 C1 RU 2590916C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- formation
- development
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 62
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 36
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 35
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 127
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 82
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 75
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 56
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 43
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000009533 lab test Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 62
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 32
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 16
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 3
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- -1 CO 2 Chemical compound 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000090 biomarker Substances 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WMVRXDZNYVJBAH-UHFFFAOYSA-N dioxoiron Chemical compound O=[Fe]=O WMVRXDZNYVJBAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011796 hollow space material Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000029553 photosynthesis Effects 0.000 description 1
- 238000010672 photosynthesis Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000029058 respiratory gaseous exchange Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 238000012612 static experiment Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Способ включает бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта. При этом систему добывающих скважин дополняют системой нагнетательных горизонтальных скважин с многоразовыми в них гидроразрывами пласта. Реализуют поддержание пластового давления на основе закачки в пласт диоксида углерода, позволяющего поддерживать высокие текущие дебиты скважин по нефти, газу, конденсату, а также достигать высоких конечных значений коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотдачи в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях, что дополняет возможную эффективность такого способа разработки на основе выявленного в лабораторных экспериментах природного геосинтеза, характеризующегося образованием в пластовых условиях водорода, а также газообразных и жидких углеводородов при взаимодействии диоксида углерода с остаточной водой в присутствии природных катализаторов. В результате чего имеет место синергетический эффект повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений как за счет поддержания пластового давления, так и дополнительного, попутного извлечения из низкопроницаемых пластов образующихся водорода, газообразных и жидких углеводородов. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки месторождений природных углеводородов с низкопроницаемыми пластами. 2 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, а именно к способам разработки месторождений нефти и газа в низкопроницаемых пластах на основе утилизации СО2.
В связи со значительным исчерпанием запасов нефти и газа в продуктивных пластах с хорошими коллекторскими свойствами нефтяная и газовая отрасли промышленности вынуждены приступить к освоению запасов нефти и газа в месторождениях с низкопроницаемыми пластами. Известно, что наиболее значимым из свойств продуктивных пластов является коэффициент проницаемости. Именно от значений коэффициента проницаемости пласта зависят дебиты скважин по нефти, газу, конденсату и другие показатели разработки.
До недавнего времени пласты с проницаемостью 1 миллидарси (мД) и более не рассматривались в качестве рентабельных объектов разработки. Сегодня ситуация изменилась. Так, в США стали успешно разрабатывать месторождения нефти и газа со сланцевыми, низкопроницаемыми пластами. В таких пластах проницаемость около или заметно ниже 1 мД. Добыча сланцевой нефти и сланцевого газа начинает развиваться и в других регионах.
В России приступают к освоению запасов нефти в отложениях баженовской свиты, в нижнемеловых и ачимовских отложениях. Их пласты также относят к низкопроницаемым.
Большинство нефтяных месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления на основе закачки в пласт в основном воды [1-3]. Реже закачивают в продуктивный пласт тот или иной газ, преимущественно одновременно с водой [4, 5]. Существуют разные тепловые способы извлечения из пласта сильно вязких нефтей. Однако они не актуальны к рассматриваемому типу месторождений. Ибо в числе рассматриваемых авторами проблемных месторождений нефтяные обладают маловязкими нефтями.
Таким образом, в большинстве известных аналогах способы разработки традиционных нефтяных месторождений основаны на закачке в пласт воды. Эти способы неприменимы к месторождениям с низкопроницаемыми пластами. Это связано с тем, что в таких пластах присутствуют глинистые включения, которые могут разбухать при контакте с закачиваемой водой. В результате приемистость нагнетательных скважин стремится к нулю. Кроме того, для низкопроницаемых пластов вязкость воды уже является большой, то есть приемистость нагнетательных скважин оказывается недопустимо низкой.
Менее распространенными являются способы разработки нефтяных месторождений на основе закачки в пласт природного газа, СО2, или азота, извлекаемого из атмосферы. Эти способы также малопригодны для месторождений с низкопроницаемыми пластами, так как способы закачки газа всегда нуждаются в закачке в пласт тех или иных объемов воды. Кроме того, эти способы являются капиталоемкими.
Что касается газовых месторождений, то они все разрабатываются без поддержания пластового давления за счет упругого расширения газа, находящегося в пласте под большим давлением. Исключение составляют газоконденсатные месторождения, у которых в газе растворены не только этан, пропан и бутан, но и компоненты C5+ в том или ином количестве. При большом содержании C5+ иногда приходится обратно закачивать в пласт сухой (свободный от С5+) газ, чтобы предотвратить выпадение в пласте конденсата, который потеряется при снижении пластового давления.
Применяемый при разработке газоконденсатных месторождений способ-аналог, называемый сайклинг-процессом [1, 6], не привлекателен для месторождений со сланцевым газом. Это связано с тем, что в сланцевом газе или мало, или совсем нет компонентов C5+, которые могли бы оправдать затраты на обратную закачку сухого газа. Тем более что тогда имела бы место и временная консервация до 10 или более лет запасов сухого (коммерческого) газа.
Среди способов-прототипов, применяемых при разработке традиционных нефтяных месторождений, наиболее близким является способ закачки через нагнетательные скважины в пласт СО2 в составе карбонизированной воды [4, 5]. Данный способ разработки, как следует из ранее сказанного, также неприменим к месторождениям с низкопроницаемыми пластами по причине разбухания глинистых включений и низкой приемистости нагнетательных скважин по воде. Аналогично непригоден способ вытеснения нефти оторочкой СО2, проталкиваемой к добывающим скважинам водой.
Другими словами, для месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми пластами наиболее реальным способом их разработки является режим истощения пластовой энергии. Однако известно, что режим истощения обычно характеризуется минимальными значениями коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотдачи.
Согласно обзорной статье [7] в настоящее время разработку месторождений газа и нефти в низкопроницаемых пластах осуществляют в режиме истощения пластовой энергии при реализации в добывающих скважинах многостадийных гидроразрывов пласта с различными их модификациями.
Цель настоящего изобретения заключается в обосновании универсального и многофункционального способа разработки проблемных месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми пластами на основе выявленного авторами механизма образования этих углеводородов (УВ), а также водорода [8] и излагаемого в дальнейшем.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ разработки включает бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта, отличается тем, что систему добывающих скважин дополняют системой нагнетательных горизонтальных скважин с многоразовыми в них гидроразрывами пласта; реализуют поддержание пластового давления на основе закачки в пласт диоксида углерода, позволяющего поддерживать высокие текущие дебиты скважин по нефти, газу, конденсату, а также достигать высоких конечных значений коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотдачи в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях; что дополняет возможную эффективность такого способа разработки на основе выявленного в лабораторных экспериментах природного геосинтеза, характеризующегося образованием в пластовых условиях водорода, а также газообразных и жидких углеводородов при взаимодействии диоксида углерода с остаточной водой в присутствии природных катализаторов; в результате чего имеет место синергетический эффект повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений как за счет поддержания пластового давления, так и дополнительного, попутного извлечения из низкопроницаемых пластов образующихся водорода, газообразных и жидких углеводородов; что превращает предлагаемый способ разработки, с одной стороны, в универсальный (применимый к месторождениям разного типа) способ, а с другой стороны - в многофункциональный способ разработки (позволяющий извлекать не только находящиеся в пласте углеводороды, но и генерируемые при закачке СО2 водород, газообразные и жидкие углеводороды).
А также способ, отличающийся тем, что в случае слоистой неоднородности коллекторских свойств пласта в нагнетательные скважины осуществляют порционные закачки воды с целью выравнивания в них профиля приемистости.
А также способ, отличающийся тем, что в качестве источника СО2 используют выбросы от компрессорных и насосных агрегатов, на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, теплоэлектростанциях и других промышленных объектах, характеризующийся дополнительным эффектом от охраны окружающей среды.
Предлагаемый способ отличается также тем, что воду можно закачивать в пласт с целью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах при значительной слоистой неоднородности пласта по коллекторским свойствам (прежде всего по проницаемости), а также тем, что в качестве источника СО2 используют его выбросы на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, из компрессорных и насосных агрегатов, на теплоэлектростанциях и других промышленных объектах.
Базисные основы предлагаемого изобретения
Исходные научные предпосылки изобретения основаны на биосферной концепции нефтегазообразования [9]. В соответствии с этой концепцией при геохимическом круговороте через поверхность нашей планеты углерода (в форме СО2, растворенного в воде) в породах осадочного чехла земной коры происходит разложение значительных количеств Н2О с образованием УВ газонефтяного ряда, а также водорода на основе поликонденсационного синтеза. Вследствие чего скопления нефти и газа в земной коре образуются в результате двух основных процессов:
- экстракции подземными флюидами преобразованного в катагенезисе и диагенезисе органического вещества осадочных пород и
- поликонденсационных реакций синтеза углеводородов из СО2 и Н2О с участием катализаторов, входящих в состав пород.
Первый процесс отвечает за наличие в нефти сложных углеводородных соединений (биомаркеров), родственных органическому веществу, из которых они произошли. А второй приводит к образованию нормальных алканов, изоалканов, алканолов и других сравнительно просто структурированных УВ, составляющих основную массу нефти.
В дальнейшем образовавшиеся углеводороды могут испытывать биодеградацию и изменяться при подземной миграции, как по пути к геологическим ловушкам, так и в пределах месторождений. Доля УВ поликонденсационного синтеза в месторождениях нефти и газа на континентах оценивается в 80-90% [9].
В результате участия в нефтегазообразовании метеогенных вод (воды с растворенным СО2) с циклом круговорота около 40 лет, на некоторых разрабатываемых месторождениях наблюдают восполнение запасов УВ в залежах. Такие факты имеют место на Ромашкинском нефтяном месторождении [7, 8], Шебелинском газоконденсатном [9] и на других месторождениях.
Происходящий в природных условиях процесс разложения воды, приводящий к образованию водорода и УВ, авторы изучали в специальных лабораторных экспериментах.
Основополагающие лабораторные эксперименты
Реализованная авторами схема лабораторной установки приведена на фиг. 1. Там же указаны условные обозначения. Назначение отдельных узлов установки следующее.
В качестве источника диоксида углерода использован обычный бытовой баллон 1, заправленный СО2, с возможностью создания требуемого давления для получения в смесителе 3 рабочего агента - карбонизированной воды. Получаемая вода принята за модель метеогенной воды. В качестве исходной чаще всего использована артезианская (колодезная) вода, в отдельных экспериментах - дистиллированная вода.
Баллон с аргоном 2 в ряде экспериментов использован для продувки подводящих шлангов, реакционной колонки, смесителя, емкостей 5 и 6, а также иных процедур.
Емкость 3 представляет собой металлический баллон-смеситель для получения карбонизированной воды, ее объем - 25 литров. Перед началом экспериментов смеситель 3 заполняли водой. После наполнения смесителя 3 из него самотеком удалялось некоторое количество воды с целью создания свободного объема для диоксида углерода. Из баллона 1 подавали СО2, который барботировал через слой воды в смесителе 3. Подачу CO2 проводили до создания в смесителе 3 требуемого давления. В разных опытах на процесс насыщения воды в смесителе 3 отводили от десятков минут до нескольких часов.
Реактор 4 был выполнен в двух вариантах. В обоих случаях он представлял собой пластиковую трубу. В первом варианте его высота составляла 1 м при внутреннем диаметре 19 мм. Во втором варианте высота реактора равнялась 0,5 м при внутреннем диаметре 32 мм. Полое пространство в реакторе до начала эксперимента заполняли моделью горной породы, в частности сланца или двуокисью железа, но чаще - железной стружкой марки СТ. 3 Выбор, в частности, железа в качестве катализатора связан с тем, что известный синтез Фишера-Тропша обычно реализовывали на железосодержащих катализаторах, а также с присутствием его в горных породах.
Емкость 5, бутыль Вульфа, служила в качестве сепаратора. Здесь отделялись газообразные продукты реакции от карбонизированной воды.
В емкости 6 находился слабый раствор щелочи для поглощения непрореагировавшего в экспериментах СО2. В качестве газоанализатора 7 использовали хроматограф «Хромопласт - 001», применяемый в промысловых условиях для экспресс-анализа природных газов.
Назначение регулирующих вентилей 8, манометров 9 и подводящих трубок в особых пояснениях не нуждается.
Эксперименты выполняли в двух режимах:
- динамическом, с реактором первого варианта,
- стационарном, с реактором второго варианта.
В динамическом режиме карбонизированную воду из смесителя 3 непрерывно прокачивали через реактор 4 за счет давления в газовой шапке смесителя поддерживаемым заданным давлением на редукторе баллона 1.
После реактора 4 карбонизированная вода с продуктами реакции поступала в сепаратор 5. Откуда газообразные продукты направлялись в емкость 6 со слабым раствором щелочи, удалявшим большую часть непрореагировавшего СО2. После очистки состав новообразованных газов анализировали хроматографом 7. В отдельных случаях контрольные образцы газов направляли на хроматографический анализ в специализированную лабораторию.
Схема установки позволяла также анализировать состав газа непосредственно из сепаратора 5.
Стационарный режим в экспериментах заключался в следующем. В реактор 4 закачивали карбонизированную воду под заданным давлением. После этого вентили на входе и выходе из реактора 4 перекрывали. Далее производили замер давления в реакторе 4 во времени. После окончания эксперимента газообразные продукты реакции из реактора 4 аналогичным образом подвергали хроматографическому анализу.
На фиг. 2 приведен общий вид лабораторной установки в натуральном виде.
Результаты экспериментов
Результаты выполненных экспериментов привели авторов к заключению, что в природных условиях, по всей видимости, имеет место поликонденсационная реакция синтеза УВ, которая, в частности, для н-алканов, может быть представлена химической формулой:
nCO2+[4n+2(k+1)]H2O=CnH2n+2+[3n+2k+1]Н2+[3n+k+1]O2,
где n - число атомов углерода в молекуле н-алканов (n≥1), а k≥0 - численный коэффициент.
Наличие в формуле коэффициента k≥0 указывает на то, что при синтезе УВ может разрушаться разное количество воды. В выполненных экспериментах количества распавшейся воды и, соответственно, образовавшихся водорода и кислорода зависели от типа используемого катализатора (его каталитической активности) и режимов измерений.
Эксперименты показали, что при комнатной температуре и давлении близком к атмосферному образующийся водород в количественном отношении значительно превышает выход синтезируемых углеводородов. Хроматографический анализ состава возникавших в реакции газов позволил зафиксировать наряду с водородом и кислородом также наличие метана (СН4), этана (С2Н6) и других газов (табл. 1). Что касается кислорода, то низкий выход этого газа, как мы полагаем, был обусловлен поглощением O2 в процессе окисления металлического катализатора. Наличие азота, скорее всего, было вызвано наличием его в артезианской воде и попаданием воздуха при отборе проб, а присутствие CO2 - недостаточной очисткой щелочью.
В качестве примера на фиг. 3 приведена хроматограмма для одного из динамических экспериментов. На хроматограмме отчетливо видны пики водорода, метана и изопентана.
На фиг. 4 приведены результаты двух статических экспериментов при начальных давлениях карбонизированной воды в реакторе 2 и 4 атм. За сутки наблюдений давление в реакторе возрастает до 23,5 атм и 25,3 атм соответственно. Этот прирост давления в основном создается водородом, образующимся при разрушении в реакторе воды. В экспериментах (фиг. 4), по нашим оценкам, в реакторе разрушается ~0.5% от массы находящейся здесь воды.
Учитывая интенсивность циркуляции через земную поверхность метеогенных вод (2·1020 г/год [9]) и принимая во внимание, что с этими водами в породы земной коры ежегодно поступает ~1015 г/год растворенного в воде CO2 [9], на основании результатов наших экспериментов приходим к следующему заключению. А именно, этих количеств H2O и CO2 вполне достаточно, чтобы объяснить как феномен восполнения запасов УВ в залежах [10-12], так и современный темп дегазации земных недр метаном и водородом [13].
Таким образом, нами впервые экспериментально доказано, что в процессах нефтегазообразования в осадочном чехле земной коры ежегодно разрушается огромное количество воды с образованием больших количеств водорода и УВ. Следует ожидать, что при повышении давлений и температур до значений, существующих в реальных пластовых условиях, значительно возрастет и выход УВ, причем не только газообразных, но и жидких.
По аналогии с известным фотосинтезом, выявленный авторами природный феномен предлагается называть геосинтезом.
Изложенные результаты лабораторных экспериментов были положены в основу предлагаемого изобретения.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
- После соответствующего изучения геологического строения и исходных параметров рассматриваемого месторождения создают 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели продуктивного пласта.
- Наряду с традиционными методами изучения геологического строения и параметров продуктивного пласта осуществляют анализы кернов с целью определения количества и состава остаточной воды в кернах, а главное - определяют вещественный состав кернов на предмет выявления природных катализаторов.
- На основе многовариантных 3D компьютерных прогнозных расчетов, с учетом изложенных особенностей фильтрационных и физико-химических процессов в пласте, находят оптимальные значения числа, типа и местоположения добывающих и нагнетательных скважин. При этом а) наибольшее предпочтение отдают площадным сеткам скважин, б) в качестве добывающих и нагнетательных скважин используют горизонтальные скважины и в) в скважинах осуществляют гидроразрывы пласта с несколькими трещинами.
При линзовидном строении продуктивного пласта не исключено применение избирательной сетки добывающих и нагнетательных скважин.
- Разработку месторождения осуществляют путем последовательного ввода в эксплуатацию элементов разработки, например пятиточечных элементов. При этом нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию не позднее ввода добывающих скважин. Полезным является первоочередной ввод в эксплуатацию нагнетательных скважин [12].
- Из добывающих скважин осуществляют добычу нефти или газа, а в нагнетательные скважины закачивают диоксид углерода.
- В процессе разработки месторождения осуществляют мониторинг за показателями эксплуатации скважин с соответствующими промысловыми исследованиями, уточняют 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта. Особое внимание уделяют динамике состава добываемой продукции. Это позволяет осуществлять регулирование процесса разработки месторождения с помощью уточненной 3D модели продуктивного пласта.
Примеры реализации предлагаемого способа
В соответствии со сказанным наибольшего предпочтения при разработке месторождений с низкопроницаемыми пластами заслуживают площадные системы, в частности пятиточечные системы размещения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому на примере пятиточечных систем покажем результативность предлагаемого способа разработки для месторождений разного типа.
Один из регулярных элементов общей системы размещения скважин на продуктивной площади приведен на фиг. 5.
Общими для последующих расчетных вариантов являются следующие данные: начальное пластовое давление - 225 бар, пластовая температура - 80°C, толщина пласта - 20 м, коэффициент эффективной пористости - 0.1. Элемент разработки в расчетах аппроксимирован 3D сеткой с числом ячеек вдоль осей OX, OY и OZ - 26×26×20 соответственно. Все скважины являются горизонтальными. В них выполнено по нескольку гидроразрывов пласта, что позволяет принять скин-фактор по ним равным минус 0.5.
Газовое месторождение. Традиционно все газовые месторождения разрабатывают в режиме истощения. Поэтому вариант I исследует результативность разработки одного регулярного элемента газового месторождения. Тогда все скважины в элементе разработки, представленном на фиг. 5, являются добывающими.
Площадные размеры элемента разработки равны 1000×1000 м. Тогда запасы метанового газа, приведенные к стандартным условиям (1 атм и 20°C), равны 308.6 млн м3. При этом проницаемость составляет 0.1 мД. Общее число скважин - 2 (1 целая скважина в центре и 4 четвертинки по углам элемента). Все четвертинки скважин эксплуатируют с начальным дебитом, равным 12.5 тыс. м3/сут, а центральную - с дебитом 50 тыс. м3/сут. После снижения забойного давления до 30 бар его поддерживают неизменным. Эксплуатацию скважин заканчивают при снижении дебита скважины до 1 тыс. м3/сут.
Как будет видно из дальнейшего, для варианта I характерна низкая эффективность добычи газа. Поэтому в следующем варианте рассматриваем нетрадиционный вариант - вариант с поддержанием пластового давления (ППД).
Вариант II. Здесь четыре четвертинки горизонтальных стволов являются добывающими, а центральная скважина - нагнетательной. То есть в данном варианте имеем одну целую добывающую скважину и одну целую нагнетательную скважину. Это означает, что общее число скважин, как и в варианте I, равно двум.
В нагнетательную скважину для ППД и вытеснения пластового газа к забоям добывающих скважин закачивают диоксид углерода при забойном давлении 300 атм, неизменном во времени. Остальные положения и исходные данные - как в варианте I.
Результаты сопоставительных расчетов приведены на фиг. 6-8. При этом дебит по газу, накопленный объем добытого газа и величина коэффициента газоотдачи пласта отнесены к элементу разработки в целом. Здесь отмечаем следующие особенности.
- Для варианта I характерно резкое снижение во времени дебита газа из элемента в целом. Это приводит к тому, что конец разработки приходится на 13 год. В варианте II эксплуатируют одну добывающую скважину, и ее дебит по газу значимо выше дебита одной скважины в варианте I. То есть при визуальном сопоставлении дебитов одной добывающей скважины в вариантах I и II соответствующую зависимость на фиг. 6 для варианта I следует в каждый момент времени уменьшить в 2 раза, так как эта зависимость относится к элементу в целом. То есть ППД благоприятно сказывается на величине и динамике дебита единственной добывающей скважины в варианте II.
- Данное обстоятельство объясняет поведение зависимостей на фиг. 7. Здесь накопленная добыча газа в варианте II кратно выше, чем в варианте I.
- Для практики газодобычи важным является коэффициент газоотдачи пласта, ибо он характеризует КПД реализуемой системы разработки. В варианте II он в размере 81.1% явно выше, чем в варианте I, - 45.5%.
Таким образом, газовое месторождение с низкопроницаемым пластом целесообразно разрабатывать с ППД. Дополнительные положительные факторы состоят в следующем.
A) При исходных данных рассматриваемого примера, ППД позволяет на каждую скважину добыть кратно больший объем газа.
Б) Достоинство варианта II в том, что имеет место полезная утилизация CO2.
B) Наряду с добычей газа попутно дополнительно извлекают образующиеся в пласте УВ и водород. Несмотря на отсутствие соответствующих исходных данных и соответственно результатов расчетов, следует ожидать, что эффективность данного фактора будет значительной. Ибо если в лабораторных экспериментах размер реакторной колонки составлял 1 м, то генерация водорода и гомологов метана в пласте будет происходить на расстоянии нескольких сот метров.
Газоконденсатное месторождение. Традиционные газоконденсатные месторождения условно можно подразделить на две категории.
Первая. Это когда ППД путем закачки сухого газа в пласт нерентабельно с точки зрения оправдания затрат на ППД за счет дополнительной добычи конденсата. Границей для первой категории месторождений является величина конденсатогазового фактора (КГФ) на уровне около 250 г/м3.
Вторая. При КГФ>250 г/м3 возникает необходимость оценки возможной эффективности от ППД. Соответствующий способ разработки известен как сайклинг-процесс [1].
В случае первой категории газоконденсатных месторождений, но с низкопроницаемыми пластами приведенные результаты расчетов применительно к ППД на газовом месторождении остаются в силе и для данной категории. Однако для первой категории газоконденсатных месторождений для нетрадиционного ППД будут характерны следующие дополнительные факторы эффективности ППД.
Г) Помимо прироста накопленной добычи газа на одну скважину имеет место дополнительная добыча конденсата в качестве товарного продукта.
Д) ППД в первой категории месторождений с низкопроницаемыми пластами предотвратит выпадение конденсата в пласте. В противном случае, как показывают теория и практика разработки газоконденсатных месторождений в режиме истощения пластовой энергии, будут иметь место меньшие дебиты скважин по газу, потери газа в пласте, снижение коэффициента газоотдачи пласта [6].
Применительно ко второй категории газоконденсатных месторождений, но с низкопроницаемыми пластами ППД тем более необходимо и целесообразно по сравнению с первой. Ибо здесь обычно затраты на ППД оправдывают себя уже даже доходом от дополнительной добычи конденсата. При этом ППД является нетрадиционным, так как в газоконденсатные месторождения при сайклинг-процессе CO2 никогда не закачивали.
Таким образом, нетрадиционное ППД рассматриваемых категорий газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми пластами является даже более привлекательным, чем для газовых месторождений с низкопроницаемыми пластами.
Нефтяное месторождение. Общими для исследуемых вариантов разработки являются следующие условия. Размер в плане элемента разработки составляет 400×400 м. Проницаемость пласта - 0.3 мД. Вязкость нефти в пластовых условиях - 1 сП. Объемный коэффициент нефти - 1.6. В режиме истощения начальный дебит четвертинок скважин по нефти равняется 8.7 м3/сут, целой в середине - 31.4 м3/сут. При снижении забойного давления в добывающих скважинах до 30 атм его далее оставляют неизменным. Забойное давление в нагнетательной скважине постоянно и равно 300 атм. Эксплуатацию добывающих скважин прекращают при снижении дебита по нефти до 1 м3/сут (на целую скважину). Относительные фазовые проницаемости приняты в виде диагональных вследствие высокой растворимости диоксида углерода в нефти. За расчетную модель принята модель дегазированной нефти и сухого газа. Запасы нефти в пласте равны 201 тыс. м3.
Вариант I. Это базовый вариант, который в силу отмеченных ранее факторов можем рассматривать в качестве традиционного. В этом варианте все скважины (одна целая и четыре четвертинки) являются добывающими.
Вариант II. Здесь ППД основано на закачке в нагнетательную скважину диоксида углерода.
Вариант III. Данный вариант рассматривает ППД за счет закачки в нагнетательную скважину воды. При этом предположено, что закачиваемая вода не реагирует с глинистыми компонентами или они отсутствуют в продуктивном пласте.
Результаты расчетов наиболее значимых показателей разработки для указанных вариантов приведены в табл. 2. А динамика некоторых показателей разработки для вариантов I-III дана на фиг. 9-11. Рассмотрение приводимых результатов позволяет отметить следующие наиболее интересные моменты.
- При режиме истощения дебиты скважин по нефти практически мгновенно убывают до своих граничных значений. Это объясняется тем, что упругий запас элемента разработки вблизи добывающих скважин исчерпывается быстро. Соответственно конечная величина КИН составляет лишь 6.2%.
То есть разработка нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами в режиме истощения пластовой энергии недопустима.
- ППД на основе закачки в пласт CO2 вполне себя оправдывает. Закачка же воды, даже при допущении отсутствия разбухания глинистых частиц, малоэффективна.
- В отличие от газовых месторождений при реализации ППД в нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми пластами КИН может доходить почти до 1.0. То есть запасы в каждом элементе разработки извлекаются полностью. В случае же газовых месторождений коэффициент газоотдачи не достигает 1.0 потому, что в расчетах давление забрасывания принято довольно высоким, а именно предопределенным заданным граничным значением забойного давления в 30 атм.
Приводимые результаты расчетов не являются абсолютными. Ибо в реальных условиях слоистая или зональная неоднородность коллекторских свойств пласта часто оказывает негативное воздействие на показатели эффективности разработки нефтяных месторождений. Тем не менее, они на качественном уровне убедительно доказывают, что предлагаемая технология разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами может приводить к высоким значениям КИН, которые могут оказаться недостижимыми даже для нефтяных месторождений с высокими коллекторскими свойствами. Конкретные значения КИН для каждого месторождения находятся, как обычно, на основе многовариантных технико-экономических расчетов.
Что касается слоистой неоднородности пласта по коллекторским свойствам, то для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах можно использовать порционную закачку воды. В данном случае из негативного рабочего агента она становится полезным агентом. Так как, проникая в пропласток с повышенной проницаемостью, она будет блокировать дальнейшее поступление СО2 в такой пропласток. А возможное разбухание глинистых компонентов будет дополнительно снижать проницаемость для закачиваемого CO2.
Помимо возможных высоких значений КИН предлагаемая технология разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами отличается достоинствами, которые были отмечены ранее применительно к газовым и газоконденсатным месторождениям.
Достоинства предлагаемого способа
Обосновываемые способ и технологические решения применительно к разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми пластами имеют следующие важные особенности.
1. Предлагаемый способ разработки является многофункциональным.
- Он открытые нефтяные и газовые месторождения с низкопроницаемыми пластами из категории проблемных, малорентабельных переводит в категорию перспективных и рентабельных.
Многофункциональность способа проявляется в том, что
- удается достигать высоких коэффициентов нефте-, газо-, конденсатоотдачи пластов;
- решается проблема не просто захоронения нежелательного для окружающей среды диоксида углерода, а превращения его в полезный рабочий агент применительно к рассматриваемым типам месторождений;
- благодаря выявленному авторами механизму разрушения в породах воды с образованием водорода и углеводородов, то есть природного геосинтеза, имеем возможность добычи их в промышленных масштабах, что "вынужденно" и "задаром" сопутствует процессам добычи нефти, газа и конденсата.
2. Предлагаемый способ разработки впервые в нефтегазовой отрасли является универсальным. Ибо он идейно пригоден для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми пластами. Основой универсальности способа является использование СО2 для целей ППД в качестве единственно приемлемого рабочего агента. Акцент же на применение именно СО2 продиктован выявленным механизмом разрушения воды с образованием водорода и углеводородов.
3. Предлагаемый способ разработки является наукоемким. То есть он нуждается в дополнительных лабораторных и промысловых исследованиях кернов и пластов на предмет выявления значений коэффициентов остаточной водонасыщенности, получения необходимых для 3D компьютерного моделирования параметров и замыкающих соотношений, совершенствования методов промысловой геофизики, построения достоверных 3D гидродинамических моделей пластов и т.д.
4. Многофункциональность предлагаемого изобретения состоит и в том, что помимо охраны окружающей среды оно решает еще проблему охраны недр.
Допустим, некоторое месторождение с низкопроницаемым пластом закончили разрабатывать на основе закачки СО2. Тогда в пласте остаются захороненными значительные запасы СО2, что само по себе важно с точки зрения охраны Окружающего пространства. Но остающийся в пласте СО2 в контакте с остаточной, не прореагировавшей в полной мере, водой в присутствии природных катализаторов будет способствовать дальнейшему протеканию выявленной авторами реакции. То есть в пласте будет идти процесс генерации нефти, газа и водорода. Отметим, что запасы остаточной воды (которые никогда не учитывают) в пластах с низкой проницаемостью обычно не меньше, а даже больше запасов нефти.
Естественным может быть сомнение некоторых специалистов в области теории и практики разработки месторождений нефти и газа касательно к предлагаемому изобретению. Ибо при не единичных проектах закачки в нефтяные месторождения карбонизированной воды имеем все предпосылки для проявления обнаруженного природного феномена.
Имеется несколько причин, объясняющих сложившуюся в нефтяной отрасли ситуацию.
Во-первых, водород - всепроникающий газ. Так что не каждая покрышка над продуктивным пластом может служить для него экраном. Именно поэтому из недр Земли на ее поверхность и соответственно в атмосферу поступают не только водород, но и углеводородные газы [13]. Кроме того, не секрет, что многие нефтяные и газовые скважины являются негерметичными. С точки зрения суперподвижного водорода система промыслового обустройства на месторождениях нефти и газа также не является герметичной.
Во-вторых, вследствие отсутствия знания о недавно выявленном природном феномене никто не затруднял себя проведением анализа газообразных продуктов, добываемых из недр Земли на основе закачки в пласт карбонизированной воды, на предмет присутствия в них водорода.
В литературе имеется характерный пример, который реально подтверждает справедливость проявления геосинтеза в продуктивных пластах. Речь идет о подземном хранении так называемого городского газа на газохранилище Lobodice в Чехии [14].
Применение СО2 при разработке традиционных нефтяных месторождений в России сдерживалось отсутствием источников СО2. Тогда как в США наличие месторождений СО2 способствовало довольно широкому внедрению закачки карбонизированной воды в продуктивные пласты. Кроме того, в США СО2 извлекают и из газовых выбросов на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях. Поэтому там существует разветвленная сеть трубопроводов для доставки СО2 на нефтяные промысла. Протяженность некоторых из них доходит до 2 тыс. км.
Очевидно, что все это требует немалых капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Поэтому предлагаемый способ разработки альтернативно целесообразно реализовывать на основе извлечения СО2 из газовых выбросов компрессорных и насосных агрегатов. И тогда потребности в СО2 могут полностью покрываться. Ибо при сжигании 1 м3 метана образуется около 10-12 м3 СО2. При ориентации на газообразные выбросы из компрессорных агрегатов возникают возможности для утилизации также огромных объемов выделяемого из компрессоров тепла.
При реализации предлагаемого способа разработки необходимо предъявлять повышенные требования к сооружению скважин, промысловых трубопроводов и аппаратов. Конечно, нелишними будут и соответствующие требования к изучению степени герметичности природной покрышки над продуктивным пластом. Такие требования не являются чрезмерными или нереализуемыми. Ибо они были ранее уже учтены при сооружении целого ряда подземных хранилищ гелия.
Практичность предлагаемого изобретения базируется на технических и технологических решениях, которые давно реализуют на объектах нефтяной и газовой промышленности, в нефте-, газопереработке и, конечно, при разработке месторождений нефти и газа.
Важным моментом является то, что предлагаемый способ разработки отличается многофункциональностью и универсальностью его использования. Это обусловлено тем, что для всех типов месторождений УВ (нефтяных, газовых и газоконденсатных) предусмотрен однотипный процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт СО2. При этом СО2 является единым рабочим агентом для месторождений всех типов. Закачиваемый СО2 согласно лабораторным экспериментам в присутствии природных катализаторов взаимодействует в поровом пространстве коллекторов с остаточной водой. В результате в пласте образуются УВ и водород. Их попутная добыча повышает эффективность разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Как следствие, закачиваемый в пласты вредный СО2 превращается в полезный рабочий агент.
Литература
1. Muskat, М. Physical Principles of Oil Production. McGraw-Hill Book Co., Inc., New York-Toronto-London, 1949, 606 pp.
2. Craig, F.F.Jr. The reservoir engineering aspects of waterflooding. H.L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1971, 164 pp.
3. Крылов А.П., Глоговский M.M., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948, 416 с.
4. Lake L. Enhanced oil recovery. Prentice Hall. Englewood Cliffs, New Jersey 07632, 1989, - 534 pp.
5. Балинт В., Бан А., Долешал Ш., Забродин П.И., Терек Я. Применение углекислого газа в добыче нефти. - М.: Недра, 1977. - 240 с.
6. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998, 628 с.
7. Khan R, Al-Nakhli, A.R. An Overview of Emerging Technologies and Innovations for Tight Gas Reservoir Development. Paper SPE 155442 presented at the SPE International Production and Operations Conference and Exibition, Doha, Qatar, 14-16 May 2012.
8. Barenbaum, A.A., Zakirov, S.N., Zakirov, E.S., & Serebryakov, V.A. (2012). U.S. Patent No. 20, 120, 315, 215. Washington, DC: U.S. Patent and Trademark Office. 13 Dec. 2012.
9. Баренбаум А.А. Галактоцентрическая парадигма в геологии и астрономии. - М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2010, с. 400-412.
10. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н., Глумов И.Ф. Трофимов В.А., Нургалиев Д.К. Нефтяные и газовые месторождения - саморазвивающиеся и постоянно возобновляемые объекты жизнедеятельности общества // Сб. Генезис нефти и газа. Изд. «ГЕОС», 2003, с. 206-208.
11. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании, постоянной подпитке (возобновлении) месторождений углеводородов // «Нефтяное хозяйство», №4, 2007, с. 24-29.
12. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С., Абасов М.Т., Фахретдинов Р.Н., Аникеев Д.П., Рощина И.В., Контарев А.А., Северов Я.А., Рощин А.А., Мамедов Э.А., Брадулина О.В., Лукманов А.Р. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.
13. Маракушев А.А., Маракушев С.А. Водородное дыхание Земли - его происхождение, геологические и биологические следствия // International Scientific Journal for Alternative Ecology 2008, №1 (57), p. 156-174.
14. 
Greksak M., Kozankova J et al. Methanogenic bacteria as a key factor involved in changes of town gas stored in an underground reservoir // FEMS Microbiology Ecology 1990. V.73. P. 221-224.
Claims (3)
1. Способ разработки месторождений природных углеводородов с низкопроницаемыми пластами, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта, отличающийся тем, что систему добывающих скважин дополняют системой нагнетательных горизонтальных скважин с многоразовыми в них гидроразрывами пласта; реализуют поддержание пластового давления на основе закачки в пласт диоксида углерода, позволяющего поддерживать высокие текущие дебиты скважин по нефти, газу, конденсату, а также достигать высоких конечных значений коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотдачи в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях; что дополняет возможную эффективность такого способа разработки на основе выявленного в лабораторных экспериментах природного геосинтеза, характеризующегося образованием в пластовых условиях водорода, а также газообразных и жидких углеводородов при взаимодействии диоксида углерода с остаточной водой в присутствии природных катализаторов; в результате чего имеет место синергетический эффект повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений как за счет поддержания пластового давления, так и дополнительного, попутного извлечения из низкопроницаемых пластов образующихся водорода, газообразных и жидких углеводородов; что превращает предлагаемый способ разработки, с одной стороны, в универсальный (применимый к месторождениям разного типа) способ, а с другой стороны - в многофункциональный способ разработки (позволяющий извлекать не только находящиеся в пласте углеводороды, но и генерируемые при закачке СО2 водород, газообразные и жидкие углеводороды).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае слоистой неоднородности коллекторских свойств пласта в нагнетательные скважины осуществляют порционные закачки воды с целью выравнивания в них профиля приемистости.
3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве источника СО2 используют выбросы от компрессорных и насосных агрегатов, на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, теплоэлектростанциях и других промышленных объектах, характеризующийся дополнительным эффектом от охраны окружающей среды.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2013/000344 WO2014175758A1 (ru) | 2013-04-22 | 2013-04-22 | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2590916C1 true RU2590916C1 (ru) | 2016-07-10 |
Family
ID=51792187
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014116049/03A RU2590916C1 (ru) | 2013-04-22 | 2013-04-22 | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2590916C1 (ru) |
| WO (1) | WO2014175758A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2827198C1 (ru) * | 2024-03-25 | 2024-09-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107288590B (zh) * | 2016-04-11 | 2019-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注co2提高凝析气藏采收率的实验方法 |
| RU2630318C1 (ru) * | 2016-11-21 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа |
| RU2651851C1 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-04-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ разработки нефтяного месторождения |
| CN107829715B (zh) * | 2017-10-10 | 2020-09-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 模拟油藏注水的试验装置及方法 |
| CN107975365A (zh) * | 2017-10-26 | 2018-05-01 | 中国石油天然气集团公司 | 模拟凝析气藏直井的实验装置以及实验方法 |
| CN110359899B (zh) * | 2018-04-11 | 2024-01-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法 |
| CN109725356B (zh) * | 2018-12-29 | 2020-09-25 | 中国地质调查局油气资源调查中心 | 一种天然气水合物开发模拟实验装置 |
| CN116291407B (zh) * | 2023-02-17 | 2023-10-24 | 西南石油大学 | 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法 |
| CN116564436B (zh) * | 2023-05-24 | 2023-11-21 | 固安国勘石油技术有限公司 | 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066744C1 (ru) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ интенсификации добычи нефти |
| WO2009067418A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| EA200901429A1 (ru) * | 2007-04-20 | 2010-04-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Добыча in situ из нагретых остаточным теплом участков в пласте, содержащем углеводороды |
| RU2444618C2 (ru) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Способ разработки залежи тяжелой нефти |
| RU2473792C2 (ru) * | 2007-07-19 | 2013-01-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
-
2013
- 2013-04-22 RU RU2014116049/03A patent/RU2590916C1/ru active
- 2013-04-22 WO PCT/RU2013/000344 patent/WO2014175758A1/ru active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066744C1 (ru) * | 1993-06-17 | 1996-09-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ интенсификации добычи нефти |
| EA200901429A1 (ru) * | 2007-04-20 | 2010-04-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Добыча in situ из нагретых остаточным теплом участков в пласте, содержащем углеводороды |
| RU2473792C2 (ru) * | 2007-07-19 | 2013-01-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ добычи нефти и/или газа (варианты) |
| WO2009067418A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| RU2444618C2 (ru) * | 2010-05-13 | 2012-03-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" | Способ разработки залежи тяжелой нефти |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2827198C1 (ru) * | 2024-03-25 | 2024-09-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2014175758A1 (ru) | 2014-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2590916C1 (ru) | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах | |
| Kanaani et al. | Role of cushion gas on underground hydrogen storage in depleted oil reservoirs | |
| Chen et al. | Capacity assessment and cost analysis of geologic storage of hydrogen: A case study in Intermountain-West Region USA | |
| Song et al. | Sensitivity analysis of water-alternating-CO2 flooding for enhanced oil recovery in high water cut oil reservoirs | |
| Farajzadeh et al. | Life-cycle assessment of water injection into hydrocarbon reservoirs using exergy concept | |
| CA2591354C (en) | An in situ extraction process for the recovery of hydrocarbons | |
| Czarnota et al. | Minimum miscibility pressure measurement for CO2 and oil using rapid pressure increase method | |
| Chen et al. | Study on pressure interval of near-miscible flooding by production gas Re-injection in QHD offshore oilfield | |
| Luboń et al. | The influence of the first filling period length and reservoir level depth on the operation of underground hydrogen storage in a deep aquifer | |
| zeinali Hasanvand et al. | Geological storage of carbon dioxide by injection of carbonated water in an Iranian oil reservoir: a case study | |
| Sowjanya et al. | Formation kinetics & phase stability of double hydrates of C4H8O and CO2/CH4: A comparison with pure systems | |
| Sun et al. | Feasibility study of enhanced foamy oil recovery of the Orinoco Belt using natural gas | |
| Emmel et al. | Evaluating the hydrogen storage potential of shut down oil and gas fields along the Norwegian continental shelf | |
| Drozdov | Filtration studies on cores and sand packed tubes from the Urengoy field for determining the efficiency of simultaneous water and gas injection on formation when extracting condensate from low-pressure reservoirs and oil from oil rims | |
| Panahov et al. | The novel technology for reservoir stimulation: in situ generation of carbon dioxide for the residual oil recovery | |
| Ji et al. | Numerical investigation of CO2-carbonated water-alternating-gas on enhanced oil recovery and geological carbon storage | |
| Nassabeh et al. | Advancements, challenges, and perspectives of flue gas injection in subsurface formations: a comprehensive review | |
| Shabib-Asl et al. | Performance of CO2 foam huff and puff in tight oil reservoirs | |
| Koyanbayev et al. | Advances in sour gas injection for enhanced oil recovery-an economical and environmental way for handling excessively produced H2S | |
| Mwakipunda et al. | Recent advances on carbon dioxide sequestration potentiality in salt caverns: A review | |
| Sin et al. | Assessment of the oxygen reactivity in a gas storage facility by multiphase reactive transport modeling of field data for air injection into a sandstone reservoir in the Paris Basin, France | |
| Indro et al. | A compilation of losses related to hydrogen storage in porous media: Implications for hydrogen recovery and productivity from saline aquifers | |
| Perez-Perez et al. | Numerical simulation of H2S and CO2 generation during SAGD | |
| RU2514078C2 (ru) | Способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов | |
| Busahmin et al. | A potential parameter for a non-darcy form of two-phase flow behaviour, compressibility related |