RU2611873C1 - Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2611873C1 RU2611873C1 RU2015135999A RU2015135999A RU2611873C1 RU 2611873 C1 RU2611873 C1 RU 2611873C1 RU 2015135999 A RU2015135999 A RU 2015135999A RU 2015135999 A RU2015135999 A RU 2015135999A RU 2611873 C1 RU2611873 C1 RU 2611873C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- catalyst
- nozzle
- working agent
- heavy
- tubing
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title description 14
- 238000002715 modification method Methods 0.000 title 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 99
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 79
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 66
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 40
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 37
- 238000013021 overheating Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 37
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 19
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 5
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 3
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 3
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 3
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001125929 Trisopterus luscus Species 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000003102 growth factor Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 1
- 239000011949 solid catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти в нефти, имеющие меньшую вязкость и плотность. Способ включает формирование на дневной поверхности скважины наземным генератором сверхкритической воды рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, и его последующую доставку по НКТ на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, изолированную пакером. При этом рабочий агент в форме сверхкритической воды, насыщенный наноразмерным катализатором, через сопло истекает на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, где трансформируется в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева. Устройство для осуществления способа содержит емкость с водой, насос подачи воды и подогреватель, выход из которого соединен с установленной в нагнетательной скважине колонной НКТ, пакер, установленный выше продуктивного пласта, и сопло в нижней части НКТ. При этом к входу в насос подачи воды присоединен трубопровод подачи наноразмерного катализатора, другой конец которого через насос катализатора соединен с емкостью катализатора. Техническим результатом является повышение эффективности внутрипластового каталитического акватермолиза. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 ил.
Description
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти в нефти, имеющие меньшую вязкость и плотность.
Традиционно, извлекаемая на дневную поверхность тяжелая или битуминозная нефть, для понижения ее вязкости и плотности разжижается углеводородными растворителями. Более совершенные технологии предполагают осуществление процесса разжижения тяжелой или битуминозной нефти непосредственно в продуктивном пласте, для чего в продуктивный пласт закачивается, как правило, рабочий агент, композиционно состоящий из влажного пара и углеводородных растворителей (Expanding Solvent-Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD)).
Известен «Способ добычи вязких углеводородов за счет циклической закачки пара и растворителя» (Заявка на выдачу патента на изобретение US 2010/0276140 А1, опубл. 04.11.2010), включающий закачку в продуктивный пласт влажного пара с различными типами углеводородных растворителей из группы низших алканов (С2-С4).
Основными недостатками известного способа являются (а) использование значительного количества дорогостоящих углеводородных растворителей и (б) увеличение затрат на их транспортировку, что, в целом, приводит к структурному усложнению таких добычных проектов и снижает их экономическую эффективность.
Также известен «Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти» (RU 2399754, опубл. 20.09.2010, прототип способа и устройства), согласно которому в скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу эжектором-смесителем с камерой низкого давления. Межтрубное пространство скважины выше продуктивного пласта изолируют пакером. По колонне труб производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении (Т=160°C), и под давлением, превышающим давление парообразования (Р=0,8 МПа) таким образом, что обеспечивают переход воды в парообразное состояние (Т=155°C и Р=0,4 МПа) в инжекторе-смесителе, засасывание из подпакерного пространства продукции пласта - нефти, перемешивание ее с паром и закачку в продуктивный пласт до повышения внутрипластового давления на 10-30%. После того закачку пара прекращают и переходят к отбору продукции пласта.
Недостатками известного способа являются (а) использование части уже добытой нефти в качестве углеводородного растворителя, (б) незначительный прирост скорости закачки рабочего агента в пласт и (в) малая степень перегрева рабочего агента, что, в конечном итоге, не позволяет необратимо снижать вязкость и плотность тяжелой или битуминозной нефти в продуктивном пласте без дополнительного использования углеводородных растворителей. Более того, имея малую степень перегрева (11,4°C), рабочий агент в форме перегретого пара, после его закачки в продуктивный пласт быстро остывает и трансформируется в горячую воду высокой плотности (ρ=926 кг/м3) с низкой энтальпией (589 кДж/кг), что уменьшает дренирующую способность рабочего агента. Низкая дренирующая способность такого рабочего агента не позволяет сформировать в продуктивном пласте «паровую» камеру достаточно большого объема, а низкое теплосодержание не позволяет осуществлять эффективное тепловое на продуктивный пласт и, содержащуюся в нем тяжелую или битуминозную нефть.
Главной задачей заявленного изобретения, совпадающей с техническим результатом, является создание способа, повышающего эффективность внутрипластового каталитического акватермолиза, исключающего использование углеводородных растворителей, в результате которого тяжелые и битуминозные нефти внутри продуктивного пласта необратимо на молекулярном уровне модифицируются в нефти, имеющие меньшую вязкость и плотность. Заявленное изобретение применимо для тяжелых и битуминозных нефтей, залегаемых на глубинах от 50 до 1000 метров.
Решение указанных задач достигнуто в способе внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти, включающем формирование на дневной поверхности скважины наземным генератором сверхкритической воды рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, и его последующую доставку по НКТ на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, изолированную пакером, в которой рабочий агент в форме сверхкритической воды, насыщенный катализатором, через специальное сопло истекает на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, где трансформируется в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева. Рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды может сохранять свое сверхкритическое состояние в НКТ в продолжение всего процесса доставки рабочего агента от наземного генератора сверхкритической воды до забоя скважины в подпакерную зону низкого давления, благодаря теплоизолирующим свойствам НКТ и соплу. При истечении рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды из инжнекторного сопла на забой скважины в подпакерную зону низкого давления может осуществляться процесс его трансформации в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара, чья скорость в результате понижения давления рабочего агента возрастает в зависимости от величины внутрипластового давления пласта от 4 до 90 раз, а степень перегрева составляет от 110 до 270°C. В качестве наноразмерного катализатора может использоваться наноразмерный катализатор в молекулярной форме, который может быть доставлен в продуктивный пласт высокоскоростным перегретым паром с высокой степенью перегрева.
Решение указанных задач достигнуто в способе внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти, включающем формирование на дневной поверхности скважины наземным генератором сверхкритической воды рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, и его последующую доставку по НКТ на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, изолированную пакером, в которой рабочий агент в форме сверхкритической воды, насыщенный наноразмерным катализатором, через сопло истекает на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, где трансформируется в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева.
Рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды может сохранять свое сверхкритическое состояние в НКТ в продолжение всего процесса доставки рабочего агента от наземного генератора сверхкритической воды до забоя скважины в подпакерную зону низкого давления, благодаря теплоизолирующим свойствам НКТ и соплу. Рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды сохраняет свое сверхкритическое состояние в НКТ в продолжение всего процесса доставки рабочего агента от наземного генератора сверхкритической воды до забоя скважины в подпакерную зону низкого давления, благодаря теплоизолирующим свойствам НКТ и соплу.
При истечении рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды из инжнекторного сопла на забой скважины в подпакерную зону низкого давления осуществляется процесс его трансформации в высокоскоростной первый рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара, чья скорость в результате понижения давления рабочего агента возрастает до критической за счет перепада давления на сопле от 1,89 до 2 раз. В качестве наноразмерного катализатора может использоваться наноразмерный катализатор в молекулярной форме, который доставляют в продуктивный пласт высокоскоростным перегретым паром с высокой степенью перегрева.
Решение указанных задач достигнуто в устройстве для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти, содержащее емкость с водой, насос подачи воды и наземный генератор, выход из которого соединен с установленной в нагнетательной скважине колонной НКТ, пакер, установленный выше продуктивного пласта и сопло в нижней части НКТ, тем, что к входу в насос подачи воды присоединен трубопровод подачи наноразмерного катализатора, другой конец которого соединен с емкостью наноразмерного катализатора. Внутри емкости катализатора может быть установлено перемешивающее устройство.
Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде раствора. Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде эмульсии. Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде суспензии.
Может быть применено сопло эжекторного типа. Сопло эжекторного типа может быть выполнено из двух частей внутренней и внешней установленных на ребрах с зазором друг относительно друга и на центраторах с зазором относительно обсадной колонны. Внутри внутренней части сопла эжекторного типа может быть установлено сопло Лаваля. Центраторы могут быть выполнены пружинными. Срез внутренней части сопла может быть выполнен в критическом сечении сопла Лаваля. Трубы НКТ могут быть теплоизолированы.
Сущность группы изобретений поясняется на чертежах фиг. 1…11, где:
-на фиг. 1 приведена схема устройства,
- на фиг. 2 приведены теплоизолированные трубы НКТ,
- на фиг. 3 приведено устройство с соплом эжекторного типа,
- на фиг. 4 приведен один вариант сопла эжекторного типа,
- на фиг. 5 приведен второй вариант сопла эжекторного типа
- на фиг. 6 приведен разрез АА,
- на фиг. 7 приведена схема подачи наноразмерного катализатора,
- на фиг. 8 приведена схема контроля подачи наноразмерного катализатора
- на фиг. 9 приведена схема регулирования подачи наноразмерного катализатора,
- на фиг. 10 приведен генератор сверхкритической воды,
- на фиг. 11 приведено место впрыска жидкости с наноразмерным катализатором в воду.
На фиг. 1…11 изображена схема формирования высокоскоростного рабочего агента в форме перегретого пара, насыщенного наноразмерным катализатором, и, имеющим высокую степень перегрева.
Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти (фиг. 1…11) содержит оборудование, размещенное над дневной поверхностью 1 и под ней. Основными деталями являются колонна НКТ 2 с внутренней полостью 3 и обсадная колонна 4, внутри корой трубы НКТ 2 установлены. Над дневной поверхностью 1 установлены емкость 5 с водой, к которой присоединен трубопровод низкого давления 6, насос 7 с приводом 8 для подачи воды, к выходу которого присоединен трубопровод высокого давления 9, другой конец которого соединен с наземным генератором сверхкритической воды 10, выход из которого соединен подающим трубопроводом 11 с, установленной в нагнетательной скважине колонной НКТ 2. Пакер 12 делит полость внутри обсадной колонны 4 на две: надпакерную зону 13 и подпакерную зону 14.
В нижней части колонны НКТ 2 установлено сопло 15 с выходным отверстием 16. В обсадной колонне 4 выше и ниже сопла 15 выполнена перфорация 17, сообщающая подпакерную зону 14 с продуктивным пластом 18.
Сопло 15 должно обеспечить критическое или сверхкритическое истечение перегретого пара вода (то есть со скоростью не менее скорости звука.
Критическим давлением Ркр называется такое давление на выходном сечении канала Рвых, при котором достигается максимальный расход газа и определяется по формуле:
Ркр=Рвых=βК⋅Рвх,
где: Рвх - давление на входе,
где: Ркр=(2/(γ+1))r/(r-1).
где γ - показатель адиабаты,
r - постоянная Больцмана.
Показатель адиабаты для одноатомных газов: γ=1,66θ и перепад давлений βК=0,49;
показатель адиабаты для двухатомных газов: γ=1,4 и перепад давлений βК=0,528;
показатель адиабаты для трехатомных газов: γ=1,3θ и перепад давлений βК=0,546.
Критической скоростью называется скорость газа в выходном сечении канала Wк, при давлении равном или меньшем критического - РКр.
Критическая скорость зависит при истечении идеального газа только от начальных параметров, его природы и равна скорости звука газа (а) при критических параметрах.
Для обеспечения сверхзвукового истечения пара на сопле 15 должен быть не менее чем двухкратный перепад давления К (точное значение перепада давления).
К=Рвх/Рвых=1/0,528=1,89
В состав устройства входит емкость катализатора 19, выход из которой трубопроводом подачи катализатора 20 соединен с ходом в насос катализатора 21, имеющий привод 22, выход из насоса катализатора 21 соединен с форсункой 23, которая размещена в трубопроводе низкого давления 6. Это упрощает подмешивание катализатора к воде.
На колонне НКТ 2 может быть нанесено теплоизоляционное покрытие 24 (фиг. 2). Теплоизоляционное покрытие 24 может быть нанесено и на подающем трубопроводе 11. Это необходимо для уменьшения потерь тепла при транспортировке в забой.
Сопло 15 предпочтительно выполнить эжекторного типа. В этом случае оно будет состоять из двух частей: внутренней 25 и и внешней части 26 (фиг. 3…5). Внутри внутренней части 25 целесообразно установить сопло Лаваля. 27. Между внутренней и внешней частями 25 и 26 выполнен внутренний зазор 28, который формируется ребрами 29.
Между обсадной колонной 4 и внешней частью 26 сопла 15 выполнен внешний зазор 30, который формируется центратором 31. Центратор 31 предпочтительно выполнить пружинным, чтобы облегчить спуск колонны НКТ 2 (фиг. 3…5)
Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде раствора. Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде эмульсии. Наноразмерный катализатор может быть выполнен и в виде суспензии.
Суспензия представляет собой смесь жидкости с катализатором в твердой фазе.
Примеры наноразмерного катализатора в виде суспензии: платина, золото, никель, шунгит. Предполагаемые размеры твердых частиц катализатора от 10 до 100 нм.
В растворе катализатор находится в молекулярном виде.
Пример наноразмерного катализатора в виде эмульсии; эмульсия в виде частиц жидкого катализатора с размером частиц от 10 до 100 нм в воде или другой жидкости.
Торец 32 внутренней части сопла 25 может быть выполнен в критическом сечении 33 сопла Лаваля 27. Это обеспечит оптимальную работу сопла 15 эжекторного типа. Первый рабочий агент 34 представляет собой перегретый пар насыщенный наноразмерным катализатором, а второй рабочий агент кроме того содержит флюиды из продуктивного пласта 18.
Внутри емкости наноразмерного катализатора 19 может быть установлено перемешивающее устройство 36, содержащее лопасти 37, вал 38 уплотненный относительно емкости катализатора 19 уплотнением 39, привод 40 (преимущественно электрический), соединенный с валом 38, электропроводку 41 питания привода 40.
Для контроля процесса предусмотрены датчик расхода жидкости, содержащей наноразмерный катализатор 42 и датчик расхода воды 43.
Для автоматизации процесса предусмотрен блок управления 44, который электрическими связями 45 соединен с датчиками 42 и 43 (фиг. 8).
Кроме того, на емкости катализатора 19 может быть установлен датчик уровня жидкости 46.
Для регулирования подачи катализатора предусмотрен регулятор расхода 47 с приводом 48 установленные после насоса наноразмерного катализатора 21 (фиг. 9).
На фиг. 10 приведена упрощенная схема наземного генератора сверхкритической воды 10. Наземный генератор сверхкритической воды 10 это нагреватель способный подогреть воду до сверхкритических температур и выдерживать большие давления.
Наземный генератор сверхкритической воды 10 содержит корпус 49 с внутренней полость 50, к которому присоединено выхлопное устройство 51. Во внутренней полости 50 установлен теплообменник 52 и топливная форсунка 53, к которой присоединен топливопровод 54.
На фиг. 11 приведено место впрыска жидкости с наноразмерным катализатором в воду. После форсунки 23 установлено устройство для закрутки воды 55, предназначенное для более качественного перемешивания катализатора с водой.
Реализация способа
Для реализации способа подготавливают схему устройства (фиг. 1). Предпочтительно применять теплоизолированные трубы НКТ 2 (фиг. 2). Заправляют емкость наноразмерного катализатора 17 жидкостью (предпочтительно водой, но может быть применен спирт, керосин или другой растворитель) до определенного уровня используя датчик уровня жидкости 46 (фиг. 6…8). Одновременно заправляют емкость 5 водой (фиг. 6). Засыпают отмеренную дозу порошкового наноразмерного катализатора в емкость катализатора 17. Включают привод 40 и приводят в действие перемешивающее устройство 36 и в течение 10…15 мин перемешивают наноразмерный катализатор с жидкостью. При этом получается или раствор или эмульсия или суспензия в зависимости от применяемого наноразмерного катализатора нужной концентрации.
Включают привод 8 и насос 7, одновременно запускают наземный генератор сверхкритической воды 10. Перегретый выше сверхкритической температуры пар, содержащий наноразмерный катализатор (первый рабочий агент 34), поступает в сопло 15 и далее через выходное отверстие 16 в подпакерную зону 14, смешиваясь с флюидами, при этом образуется второй рабочий агент 35, который и будет воздействовать на тяжелые углеводороды продуктивного пласта 18.
Способ включает формирование на дневной поверхности скважины наземным генератором сверхкритической воды 10 первого рабочего агента 34, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, и его последующую доставку по НКТ 2 на забой скважины в подпакерную зону 14 низкого давления, изолированную пакером, в которой первый рабочий агент 34 в форме сверхкритической воды, насыщенный наноразмерным катализатором, через сопло 15 истекает на забой скважины в подпакерную зону 14 низкого давления, где трансформируется во второй высокоскоростной рабочий агент 35, насыщенный наноразмерным катализатором в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева. Первый рабочий агент 34, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды может сохранять свое сверхкритическое состояние в НКТ в продолжение всего процесса доставки рабочего агента от наземного генератора сверхкритической воды 10 до забоя скважины в подпакерную зону низкого давления 14, благодаря теплоизолирующим свойствам НКТ 2 и соплу 15. При истечении рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме сверхкритической воды из инжнекторного сопла на забой скважины в подпакерную зону низкого давления 14 может осуществляться процесс его трансформации в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара, чья скорость в результате понижения давления рабочего агента возрастает в зависимости от величины внутрипластового давления пласта от 4 до 90 раз, а степень перегрева составляет от 110 до 270°C. В качестве наноразмерного катализатора может использоваться наноразмерный катализатор в молекулярной форме, который может быть доставлен в продуктивный пласт высокоскоростным перегретым паром с высокой степенью перегрева.
Может быть применено сопло эжекторного типа. Сопло эжекторного типа может быть выполнено из двух частей внутренней и внешней установленных на ребрах с зазором друг относительно друга и на центраторах с зазором относительно обсадной колонны. Внутри внутренне части сопла 15 эжекторного типа может быть установлено сопло Лаваля. Центраторы 31 могут быть выполнены пружинными. Срез внутренней части сопла может быть выполнен в критическом сечении сопла Лаваля. Трубы НКТ могут быть теплоизолированы.
Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде раствора. Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде эмульсии с размером частиц 10…100 нм. Наноразмерный катализатор может быть выполнен в виде суспензии с размером твердых частиц 10…100 нм.
Если применяется растворимый в воде наноразмерный катализатор, то получается раствор. Если применяется жидкий растворимый в продукте наноразмерный катализатор, размером 10…100 нм, то получается эмульсия.
Пример эмульсии водный раствор солей драгоценных металлов: платины, золота, серебра, в свою очередь смешанный с углеводородным топливом (нефть или керосин) при помощи эмульгатора. При этом частицы воду получаются размером 1…10 нм.
Если применяется твердый нерастворимый в продукте (воде) наноразмерный катализатор, то получается суспензия. Твердый наноразмерный катализатор в этом случае используется в виде наночастиц. Размер наночастиц от 10 до 100 нм. Применение более крупных частиц снижает эффективность катализатора, а получение более мелких частиц проблематично. Примеры твердого катализатора: платина или золото.
Высокоскоростной второй рабочий агент 35 в форме перегретого пара, насыщенный катализатором, и, имеющий высокую степень перегрева, формируется на забое скважины в подпакерной зоне 14 низкого давления следующим образом:
1. Наземный генератор сверхкритической воды 8 генерирует первый рабочий агент 34 в форме сверхкритической воды, предварительно насыщенной наноразмерным катализатором в молекулярной форме, и, имеющим следующие характеристики: Т=450°C и Р=30 МПа (плотность (ρ)=148,43 кг/м3; энтальпия (h)=2821 кДж/кг).
2. Первый рабочий агент 34 по НКТ 2 с теплоизоляционным покрытием (ТИП) 24 подается на забой скважины в подпакерную зону 14, изолированную пакером 12, где истекает через сопло 15 на забой скважины в подпакерную зону 14.
3. НКТ 2, может иметь телозащитное покрытие 24 и благодаря своим теплоизолирующим свойствам, совместно с соплом 15, которое предпочтительно выполнить инжекторным позволяют воде сохранить свои сверхкритические свойства в НКТ 2 с теплозащитным покрытием 24 в продолжение всего процесса доставки первого рабочего агента 34 от наземного генератора сверхкритической воды 10 до забоя скважины в подпакерную зону 14 относительно низкого давления. Так, на максимально заявленной в заявленном способе глубине, - 1000 метров, первый рабочий агент 27 имеет следующие характеристики: Т=420°C, Р=28 МПа, ρ=169,3 кг/м3 и h=2648 кДж/кг.
4. При истечении из сопла 15 на забой скважины в подпакерную зону 14 первый рабочий агент 34 переходит из состояния воды в сверхкритическом состоянии в рабочий агент в форме перегретого пара. Этот процесс характеризуется и сопровождается снижением давления, увеличением объема и скорости рабочего агента в зависимости от внутрипластового давления продуктивного пласта 18, подвергающегося воздействию с использованием рабочего агента. Так, например, если продуктивный пласт 18 залегает на глубине 500 метров и его внутрипластовое давление равно гидростатическому давлению, то рабочий агент после его истечения из специального сопла 5 будет иметь следующие характеристики: Т=420°C, Р=5 МПа, ρ=16,64 кг/м3 и h=3245 кДж/кг. Плотность первого рабочего агента 34 уменьшится, примерно, в 9 раз и, соответственно, настолько же возрастет и его скорость с поправкой на скорость прокачки первого рабочего агента 34 по НКТ 2 с теплоизоляционным покрытием 24. Таким образом, «энергия давления» (потенциальная энергия), заключенная в первом рабочем агенте 34 при его истечении из сопла 15 переходит в другой вид энергии, - «энергию скорости» (кинетическую энергию) второго рабочего агента 35, который, самоинжектируясь в продуктивный пласт 18 с высокой скоростью, воздействует на горную породу и, на содержащуюся в ней тяжелую или битуминозную нефть. При этом необходимо учитывать и то, что точка давления насыщенного пара при давлении 5 МПа соответствует температуре 264°C. То есть степень перегрева первого рабочего агента 27 для данного конкретного случая (глубина залегания продуктивного пласта - 500 метров) составляет 156°C (420°C-264°C=156°C).
5. Скорость истечения первого рабочего агента 34 сверхзвуковая, так как на сопле Лаваля 27 перепад давления более 2 конкретно от 4-х до 90. Критический перепад давления, обеспечивающий истечение из сопла Лаваля со скоростью звука около 2. Истечение второго рабочего агента 28 (фактически это первый рабочий агент 27 с примесью нефти и др. флюидов), присутствующий в нагнетальной скважине, и поступающих в полость обсадной колонны 4 через перфорацию 17 из продуктивного пласта 18) осуществляется с дозвуковой скоростью. Тем не менее, скорость истечения второго рабочего агента 35 близка к звуковой М=0,8…0,9. Высокая скорость истечения второго рабочего агента 35 способствует интенсификации процесса модификации тяжелых нефтепродуктов.
В табл. 1 представлены характеристики рабочего агента 35 в зависимости от изменения величины внутрипластового давления продуктивного пласта 18, подвергающегося воздействию вторым рабочим агентом 35. Из данных представленных в табличной форме в табл.1 следует, что эффективность второго рабочего агента 35 по факторам роста скорости и степени перегрева второго рабочего агента 35 заметно снижается с увеличением внутрипластового давления продуктивного пласта 18. Именно по этой причине использование заявленного изобретения ограничено максимальной заявленной глубиной залегания продуктивного пласта 18, равной 1000 метрам.
6. В продуктивном пласте 18 второй рабочий агент 35 взаимодействует с тяжелой или битуминозной нефтью. Осуществляется процесс внутрипластового каталитического акватермолиза, в результате которого необратимо снижается вязкость тяжелых углеводородов и их плотность, улучшается их качество. Степень эффективности внутрипластовой модификации тяжелых углеводородов зависит от их качества и глубины их залегания, но в любом случае специалистами фиксируется следующий тренд: (а) необратимое снижение вязкости на 60-80%, (б) увеличение в композиционном составе процентного содержания насыщенных и ароматических углеводородов и (2) снижение в композиционном составе процентного содержания смол и асфальтенов.
7. Воздействие на продуктивный пласт 18 с использованием второго рабочего агента 35 заканчивается тогда, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта, подвергающегося такому воздействию с использованием второго рабочего агента 35, увеличивается, примерно, в 1,5-3 раза, после чего начинается цикл отбора модифицированной внутри пласта нефти на дневную поверхность скважины.
В процессе «традиционного» внутрипластового каталитического акватермолиза используют низкоскоростной перегретый пар, насыщенный наноразмерными катализаторами, с невысокой степенью перегрева. Скорость перегретого пара не превышает скорость его подачи на забой скважины в подпакерную зону по НКТ с ТИП или по термокэйсам, а степень его перегрева, как правило, не превышает 20-30°C.
Отличительной особенностью заявленного изобретения является то, что для повышения эффективности процесса внутрипластового каталитического акватермолиза используется (а) высокоскоростной перегретый пар, насыщенный катализатором в молекулярной форме, имеющий (б) высокую степень перегрева. В рассматриваемых выше случаях, в зависимости от внутрипластового давления пласта, скорость второго рабочего агента 35, примерно, от 4 до 90 раз выше скорости низкоскоростного первого рабочего агента 34, применяемого в «традиционном» внутрипластовом каталитическом акватермолизе, а степень перегрева рабочего агента от 4 до 9 раз выше, чем степень перегрева рабочего агента, используемого в «традиционном» внутрипластовом каталитическом акватермолизе.
Высокоскоростной перегретый пар с высокой степенью перегрева, используемый в заявленном способе, обладает более высокой кинетической энергией и энтальпией по сравнению с низкоскоростным перегретым паром с низкой степенью перегрева, применяемым в «традиционном» внутрипластовом каталитическим акватермолизом. Этим поясняется более высокая эффективность предложенного способа, как нового вида внутрипластового каталитического акватермолиза по сравнению с «традиционным» внутрипластовым каталитическим акватермолизом.
Предложенный способ и устройство за счет использования высокоскоростной закачки перегретого пара, насыщенного наноразмерным катализатором в молекулярной форме и имеющего высокую степень перегрева, позволяет:
- формировать внутрипластовую паровую камеру большого объема
- повысить эффективность процесса внутрипластового каталитического акватермолиза,
- при этом исключается использование углеводородных растворителей для достижения эффекта более полного необратимого снижения вязкости и плотности тяжелой и битуминозной нефти.
Claims (15)
1. Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти, включающий формирование на дневной поверхности скважины наземным генератором сверхкритической воды рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, и его последующую доставку по НКТ на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, изолированную пакером, в которой рабочий агент в форме сверхкритической воды, насыщенный наноразмерным катализатором, через сопло истекает на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, где трансформируется в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что рабочий агент, насыщенный катализатором, в форме сверхкритической воды сохраняет свое сверхкритическое состояние в НКТ в продолжение всего процесса доставки рабочего агента от наземного генератора сверхкритической воды до забоя скважины в подпакерную зону низкого давления, благодаря теплоизолирующим свойствам НКТ и соплу.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при истечении рабочего агента, насыщенного катализатором, в форме сверхкритической воды из инжнекторного сопла на забой скважины в подпакерную зону низкого давления осуществляется процесс его трансформации в высокоскоростной первый рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара, чья скорость в результате понижения давления рабочего агента возрастает до критической за счет перепада давления на сопле от 1,89 до 2 раз
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве наноразмерного катализатора используется катализатор в молекулярной форме, который доставляют в продуктивный пласт высокоскоростным перегретым паром с высокой степенью перегрева.
5. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти, содержащее емкость с водой, насос подачи воды и подогреватель, выход из которого соединен с установленной в нагнетательной скважине колонной НКТ, пакер, установленный выше продуктивного пласта, и сопло в нижней части НКТ, отличающееся тем, что к входу в насос подачи воды присоединен трубопровод подачи наноразмерного катализатора, другой конец которого через насос катализатора соединен с емкостью катализатора.
6. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 5, отличающееся тем, что наноразмерный катализатор выполнен в виде раствора.
7. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 5, отличающееся тем, что внутри емкости наноразмерного катализатора установлено перемешивающее устройство.
8. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 5, отличающееся тем, что наноразмерный катализатор выполнен в виде эмульсии.
9. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 5, отличающееся тем, что наноразмерный катализатор выполнен в виде суспензии.
10. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 5, отличающееся тем, что применено эжекторное сопло.
11. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 10, отличающееся тем, что эжекторное сопло выполнено из двух частей - внутренней и внешней, установленных на ребрах с зазором друг относительно друга и с зазором на центраторах относительно обсадной колонны.
12. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 11, отличающееся тем, что внутри внутренней части сопла установлено сопло Лаваля.
13. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 11, отличающееся тем, что центраторы выполнены пружинными.
14. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 11, отличающееся тем, что срез внутренней части сопла выполнен в критическом сечении сопла Лаваля.
15. Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти по п. 5, отличающееся тем, что трубы НКТ теплоизолированы.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015135999A RU2611873C1 (ru) | 2015-08-25 | 2015-08-25 | Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015135999A RU2611873C1 (ru) | 2015-08-25 | 2015-08-25 | Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов и устройство для его осуществления |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2611873C1 true RU2611873C1 (ru) | 2017-03-01 |
Family
ID=58459417
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015135999A RU2611873C1 (ru) | 2015-08-25 | 2015-08-25 | Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2611873C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110118078A (zh) * | 2019-05-23 | 2019-08-13 | 西南石油大学 | 利用井下蒸汽发生的单水平井重力泄油开采装置及方法 |
| RU2701008C1 (ru) * | 2019-01-14 | 2019-09-24 | Керогойл Зрт. | Модуль генерации ультра-сверхкритического рабочего агента |
| RU2704686C1 (ru) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Отто Гуйбер | Способ внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов и устройство для его реализации |
| RU2724676C1 (ru) * | 2019-12-26 | 2020-06-25 | Прифолио Инвестментс Лимитед | Установка для генерации ультра-сверхкритического рабочего агента |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2060378C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2266401C1 (ru) * | 2004-04-12 | 2005-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет) | Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины |
| WO2007033371A2 (en) * | 2005-09-14 | 2007-03-22 | Kevin Shurtleff | Apparatus, system, and method for in-situ extraction of oil from oil shale |
| RU2399754C1 (ru) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти |
-
2015
- 2015-08-25 RU RU2015135999A patent/RU2611873C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2060378C1 (ru) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2266401C1 (ru) * | 2004-04-12 | 2005-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет) | Способ тепловой обработки призабойной зоны скважины |
| WO2007033371A2 (en) * | 2005-09-14 | 2007-03-22 | Kevin Shurtleff | Apparatus, system, and method for in-situ extraction of oil from oil shale |
| RU2399754C1 (ru) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Д.А. ХАЛИКОВА и др. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов. Вестник Казанского Технологического Университета N3, т.16, 2013. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704686C1 (ru) * | 2018-11-22 | 2019-10-30 | Отто Гуйбер | Способ внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов и устройство для его реализации |
| RU2701008C1 (ru) * | 2019-01-14 | 2019-09-24 | Керогойл Зрт. | Модуль генерации ультра-сверхкритического рабочего агента |
| CN110118078A (zh) * | 2019-05-23 | 2019-08-13 | 西南石油大学 | 利用井下蒸汽发生的单水平井重力泄油开采装置及方法 |
| RU2724676C1 (ru) * | 2019-12-26 | 2020-06-25 | Прифолио Инвестментс Лимитед | Установка для генерации ультра-сверхкритического рабочего агента |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2611873C1 (ru) | Способ внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов и устройство для его осуществления | |
| RU2576267C1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа | |
| US8474260B2 (en) | System and method for producing power from thermal energy stored in a fluid produced during heavy oil extraction | |
| US3842910A (en) | Well fracturing method using liquefied gas as fracturing fluid | |
| RU2671880C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| US8286707B2 (en) | Treating subterranean zones | |
| CN101089362B (zh) | 一种改进的蒸汽吞吐采油方法 | |
| MX2013002068A (es) | Metodo y aparato para tratar termicamente un deposito de petroleo. | |
| RU2728295C1 (ru) | Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину | |
| CN108612507A (zh) | 一种利用剪切增稠液体进行暂堵转向压裂的方法 | |
| CN105587301A (zh) | 一种稠油热采提高采收率的方法 | |
| CA2902870A1 (en) | Systems and methods for accelerating production of viscous hydrocarbons in a subterranean reservoir with thermally activated chemical agents | |
| Samad et al. | Flow analyses inside jet pumps used for oil wells | |
| WO2018160156A1 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| RU2399754C1 (ru) | Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти | |
| RU2008140641A (ru) | Способ приготовления и нагнетания гетерогенных смесей в пласт и установка для его осуществления | |
| US8770288B2 (en) | Deep steam injection systems and methods | |
| CN110054727A (zh) | 一种聚丙烯酰胺纳米微球的制备方法及装置 | |
| CN105089562A (zh) | 预加热变频注入注水井解堵工艺体系 | |
| CN105089592A (zh) | 稠油储层内化学自生热体系注入工艺及注入设备 | |
| RU2704686C1 (ru) | Способ внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов и устройство для его реализации | |
| CN203978384U (zh) | 预加热掺气油井解堵设备系统 | |
| US20200399996A1 (en) | Method and apparatus for extracting heavy oil | |
| RU2657312C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| BinDahbag et al. | Injection of hot urea solutions as a novel process for heavy oil recovery―A proof-of-concept experimental study |