RU2704686C1 - Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation - Google Patents
Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704686C1 RU2704686C1 RU2018141100A RU2018141100A RU2704686C1 RU 2704686 C1 RU2704686 C1 RU 2704686C1 RU 2018141100 A RU2018141100 A RU 2018141100A RU 2018141100 A RU2018141100 A RU 2018141100A RU 2704686 C1 RU2704686 C1 RU 2704686C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nozzle
- well
- working agent
- reservoir
- water
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов.The group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used for irreversible in-situ molecular modification of deep-seated heavy hydrocarbons.
В настоящее время извлекаемые на дневную поверхность тяжелые углеводороды, в процессе их подготовки для транспортировки из мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы, для понижения вязкости и плотности разжижаются углеводородными растворителями. Как правило, в качестве таких растворителей используют легкие сорта нефтей. Более совершенные технологии предполагают осуществление процесса разжижения тяжелых углеводородов в процессе их добычи непосредственно в продуктивном пласте, для чего в продуктивный пласт закачивают рабочий агент воздействия (РАВ), представляющий собой композицию из влажного пара и углеводородных растворителей (Expanding Solvent-Steam Assisted Gravity Drainage (ES-SAGD)).Currently, heavy hydrocarbons recovered on the day surface, in the process of their preparation for transportation from production sites to oil refineries, are diluted with hydrocarbon solvents to lower viscosity and density. As a rule, light petroleum grades are used as such solvents. More advanced technologies involve the implementation of the process of liquefying heavy hydrocarbons during their production directly in the reservoir, for which purpose a working exposure agent (RAB), which is a composition of wet steam and hydrocarbon solvents (Expanding Solvent-Steam Assisted Gravity Drainage (ES), is pumped into the reservoir -SAGD)).
В настоящее время в практике добычи тяжелых углеводородов используют РАВ в форме перегретого пара, который имеет температуру на дневной поверхности скважины, как правило, не более 350°С (табл. 1). При этом при закачке его в скважину на глубину более 1000 метров он трансформируется в малоэффективный рабочий агент в форме влажного пара.Currently, in the practice of producing heavy hydrocarbons, RAVs are used in the form of superheated steam, which has a temperature on the day surface of the well, usually not more than 350 ° C (Table 1). Moreover, when it is pumped into the well to a depth of more than 1000 meters, it is transformed into an ineffective working agent in the form of wet steam.
Известен способ добычи вязких углеводородов (заявка на выдачу патента на изобретение US 2010/0276140 А1, 2010 г.), включающий закачку в продуктивный пласт влажного пара с различными типами углеводородных растворителей из группы низших алканов (С2-С4).A known method for the production of viscous hydrocarbons (patent application US 2010/0276140 A1, 2010), including the injection into the reservoir of wet steam with various types of hydrocarbon solvents from the group of lower alkanes (C 2 -C 4 ).
Основными недостатками данного способа являются использование значительного количества дорогостоящих углеводородных растворителей и увеличение затрат на их транспортировку, что, в целом, приводит к структурному усложнению таких добычных проектов и снижает их экономическую эффективность.The main disadvantages of this method are the use of a significant amount of expensive hydrocarbon solvents and an increase in the cost of their transportation, which, in general, leads to the structural complication of such mining projects and reduces their economic efficiency.
Известен способ добычи тяжелой или битуминозной нефти (патент RU 2399754, кл. Е21В 43/24, 2010 г.), согласно которому в скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу эжектором-смесителем с камерой низкого давления, а межтрубное пространство скважины выше продуктивного пласта изолируют пакером. По колонне труб производят закачку рабочего агента-воды, нагретой до температуры (Т=160°С), превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением (Р=0,8 МПа), превышающим давление парообразования таким образом, что обеспечивается переход воды в парообразное состояние (Т=155°С 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 чего закачку воды прекращают и переходят к отбору продукции пласта.A known method for the production of heavy or bituminous oil (patent RU 2399754, CL ЕВВ 43/24, 2010), according to which a pipe string is equipped with a low-pressure chamber with an ejector-mixer from below, and the annulus above the reservoir is isolated packer. A working fluid is injected through the pipe string, heated to a temperature (T = 160 ° C) above the vaporization temperature at reservoir pressure, and under a pressure (P = 0.8 MPa) exceeding the vaporization pressure in such a way that water is transferred to the vapor state (Т = 155 ° С and Р = 0.4 MPa) in the injector-mixer, sucking oil from the sub-packer space of the formation, mixing it with steam and pumping it into the reservoir to increase the in-situ pressure by 10-30%, after which the water injection is stopped and are dedicated to the selection of reservoir products.
Недостатками известного способа являются необходимость использования части уже добытой нефти в качестве углеводородного растворителя, а также незначительный прирост скорости закачки рабочего агента в пласт и 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. Весьма существенно и то, что, имея малую степень перегрева - 11,4°С (155-11,39=143,61 (точка насыщения)), рабочий агент в форме перегретого пара, после его закачки в продуктивный пласт, быстро остывает и трансформируется в горячую воду высокой плотности (ρ=922,8 кг/м3) с низкой энтальпией (604,6 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 его теплосодержание не позволяет осуществлять эффективное тепловое воздействие на продуктивный пласт и содержащуюся в нем тяжелую или битуминозную нефть.The disadvantages of this method are the need to use part of the already produced oil as a hydrocarbon solvent, as well as a slight increase in the speed of injection of the working agent into the reservoir and a small degree of overheating of the working agent, which, ultimately, does not allow to irreversibly reduce the viscosity and density of heavy or bituminous oil in reservoir without the additional use of hydrocarbon solvents. It is also very significant that, having a small degree of overheating - 11.4 ° C (155-11.39 = 143.61 (saturation point)), the working agent in the form of superheated steam, after it is injected into the reservoir, cools quickly and transforms into hot water of high density (ρ = 922.8 kg / m 3 ) with low enthalpy (604.6 kJ / kg), which reduces the drainage ability of the working agent. The low draining ability of such a working agent does not allow the formation of a “steam” chamber of a sufficiently large volume in the reservoir, and its low heat content does not allow an effective thermal effect on the reservoir and the heavy or bituminous oil contained therein.
Известен 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 теплоизолированным насосно-компрессорным трубам (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 молекулярной форме, который доставляют в продуктивный пласт высокоскоростным перегретым паром с высокой степенью перегрева.There is a method of in-situ molecular modification of heavy or bituminous oil, including the formation of a working agent saturated with a nanoscale catalyst in the form of water in a supercritical state on the day surface of the well with a supercritical water generator and its subsequent delivery via heat-insulated tubing (tubing) to well borehole into the sub-packer low pressure zone isolated by the packer, while the working agent is in the form of supercritical water, saturated with nanor with a dimensional catalyst, it flows through the nozzle to the bottom of the well into a low-pressure sub-packer zone, where it is transformed into a high-speed working agent saturated with a nanosized catalyst in molecular form, which is delivered to the reservoir by high-speed superheated steam with a high degree of overheating.
Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти (осуществления способа) содержит емкость для воды, к емкости присоединен трубопровод низкого давления, в который встроен насос для подачи воды из емкости по трубопроводу высокого давления в генератор сверхкритической воды, выход из которого соединен подающим трубопроводом с размещенной в нагнетательной скважине колонной теплоизолированных НКТ.A device for in-situ molecular modification of heavy or bituminous oil (implementing the method) contains a water tank, a low pressure pipe is attached to the tank, into which a pump for supplying water from the tank through the high pressure pipe to a supercritical water generator, the outlet of which is connected by a supply pipe to a column of heat-insulated tubing placed in the injection well.
В нижней части колонны НКТ установлена сопловая насадка с соплом, предпочтительно, эжекторного типа, выше и ниже которого в обсадной колонне выполнена перфорация, сообщающая подпакерную зону с продуктивным пластом.A nozzle nozzle with a nozzle, preferably of an ejector type, is installed in the lower part of the tubing string, above and below which perforation is made in the casing, communicating the sub-packer zone with the reservoir.
Сопловая насадка предназначена для обеспечения критического или сверхкритического истечения перегретого пара со скоростью не менее скорости звука.The nozzle nozzle is designed to provide critical or supercritical outflow of superheated steam at a speed not less than the speed of sound.
В состав устройства входит емкость для катализатора, оснащенная перемешивающим устройством, выход из которой трубопроводом подачи катализатора соединен с входом в насос катализатора, выход из насоса катализатора соединен с форсункой, которая размещена в трубопроводе низкого давления. Наличие форсунки повышает эффективность смешивания катализатора с водой.The composition of the device includes a catalyst tank equipped with a mixing device, the outlet of which is connected to the catalyst pump inlet to the catalyst pump, and the outlet from the catalyst pump is connected to the nozzle, which is located in the low pressure pipeline. The presence of a nozzle increases the efficiency of mixing the catalyst with water.
(см. патент РФ №2611873, кл. Е21В 43/24, 2015 г) - наиболее близкий аналог для способа и устройства.(see RF patent No. 2611873, CL EV 43/24, 2015) is the closest analogue to the method and device.
В результате анализа известных способа и устройства необходимо отметить, что инжектирование наноразмерных частиц катализатора в воду до ее поступления в генератор сверхкритической воды приводит к потере части катализатора за счет адсорбирования его частиц на внутренней поверхности теплообменных труб генератора сверхкритической воды, которые в процессе эксплуатации такого генератора образуют на его рабочих поверхностях нанопористые твердые отложения (нанопористая накипь), которая снижает эффективность теплообмена.As a result of the analysis of the known method and device, it should be noted that the injection of nanosized catalyst particles into water before it enters the supercritical water generator leads to the loss of part of the catalyst due to the adsorption of its particles on the inner surface of the heat exchange tubes of the supercritical water generator, which during operation of such a generator on its working surfaces, nanoporous solid deposits (nanoporous scale), which reduces the heat transfer efficiency.
Весьма существенным является то, что известный способ недостаточно эффективен при его использовании на глубинах залегания продуктивного пласта более 1000 метров, так как для реализации способа используется РАВ, имеющий на дневной поверхности скважины температуру равную 450°С (табл. 2), который, имея невысокую степень перегрева, недостаточно эффективен на глубинах более 1500-1600 метров.It is very significant that the known method is not effective enough when used at productive formation depths of more than 1000 meters, because for the implementation of the method RAV is used, which has a temperature of 450 ° C on the day surface of the well (table 2), which, having a low degree of overheating, insufficiently effective at depths of more than 1500-1600 meters.
Из современного уровня развития техники известно, что чем выше степень перегрева перегретого пара, тем радиус прогретого объема продуктивного пласта удельно больше, тем дольше тепло сохраняется в пласте (больше вносится энтальпии в пласт) и тем более качественными становятся добываемые жидкие углеводороды и тем в больших количествах они извлекаются на дневную поверхность скважины при условии уменьшения удельной величины закачки воды в продуктивный пласт на тонну извлекаемых из него жидких углеводородов. При использовании известного способа на глубине 2000 метров степень перегрева его рабочего агента воздействия (Т=400°С и Р 22 МПа) составит всего 26,3°С (точка насыщения: 373,7°С).From the current level of technological development it is known that the higher the degree of superheating of superheated steam, the greater the radius of the heated volume of the productive formation, the longer the heat is retained in the formation (the more enthalpies are introduced into the formation) and the higher the quality of produced liquid hydrocarbons and the greater the quantity they are extracted on the day surface of the well, provided that the specific value of water injection into the reservoir per tonne of liquid hydrocarbons extracted from it is reduced. When using the known method at a depth of 2000 meters, the degree of overheating of its working agent (T = 400 ° C and
Снижает эффективность известного способа и то, что для осуществления внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов используются только наноразмерные катализаторы, что недостаточно для эффективного отбора продукта из продуктивного пласта. Использование, например, водорода (процесс: внутрипластовая каталитическая гидрогенизация) могло бы существенно повысить эффективность, названного выше внутрипластового процесса улучшения качества тяжелых углеводородов.Reduces the effectiveness of the known method and the fact that for the implementation of the in-situ molecular modification of heavy hydrocarbons, only nanoscale catalysts are used, which is insufficient for the effective selection of the product from the reservoir. The use of, for example, hydrogen (process: in-situ catalytic hydrogenation) could significantly increase the efficiency of the above-mentioned in-situ process to improve the quality of heavy hydrocarbons.
Снижает эффективность известного способа и устройства для его осуществления и то, что при инжектировании рабочего агента в скважину в ее подпакерную зону и отборе на дневную поверхность скважины водонефтяной эмульсии, используется сопло с неизменяющейся площадью пропускного сечения соплового отверстия. Отбираемая из продуктивного пласта водонефтяная эмульсия имеет гораздо более высокую плотность, чем инжектируемый в скважину, в ее подпакерную зону, рабочий агент. Поэтому сопло с неизменяемой площадью пропускного сечения соплового отверстия не может обеспечить коммерческий объем отбора водонефтяной эмульсии на дневную поверхность скважины. В процессе отбора водонефтяной эмульсии из продуктивного пласта на дневную поверхность скважины площадь пропускного сечения должна, как минимум, увеличиваться во столько раз, во сколько плотность отбираемой из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии выше плотности инжектируемого рабочего агента в скважину, в ее подпакерную зону.Reduces the effectiveness of the known method and device for its implementation and the fact that when injecting the working agent into the well into its sub-packer zone and selecting the oil-water emulsion on the day surface of the well, a nozzle with a constant nozzle orifice cross-sectional area is used. The oil-water emulsion taken from the productive formation has a much higher density than the working agent injected into the well, into its sub-packer zone. Therefore, a nozzle with an unchanged orifice cross-sectional area of the nozzle orifice cannot provide a commercial volume for the extraction of oil-water emulsion onto the surface of the well. In the process of selecting a water-oil emulsion from a productive formation on the day surface of a well, the cross-sectional area should at least increase as many times as the density of a water-oil emulsion taken from a productive formation is higher than the density of the injected working agent into the well into its sub-packer zone.
В приведенном ниже детальном описании заявленной группы изобретений использованы следующие основные термины и понятия.In the following detailed description of the claimed group of inventions, the following basic terms and concepts are used.
1. Внутрипластовая реторта. Под внутрипластовой ретортой подразумевается некоторый объем продуктивного пласта, в котором осуществляется процесс внутрипластового (каталитического) ретортинга, включающего базовые процессы: термический крекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг, пиролиз, гидропиролиз, акватермолиз и каталитический акватермолиз. Внутрипластовая реторта - это искусственно сформированный в продуктивном пласте нанотермомеханохимический реактор. Искусственно измененная температура внутрипластовой реторты выше естественной температуры, окружающего ее продуктивного пласта. Искусственно измененное давление внутрипластовой реторты, как правило, выше естественного давления, окружающего ее продуктивного пласта. Искусственное формирование внутрипластовой реторты возможно потому, что проницаемость продуктивного пласта в температурном диапазоне от 250 до 150°С временно понижается и вокруг высокотемпературной внутрипластовой реторты образуется, так называемая, низкопроницаемая «оболочка», проницаемость которой ниже естественной проницаемости продуктивного пласта. Рост внутрипластовой реторты носит цикличный характер. Это объясняется цикличностью теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, а также цикличностью отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. В ходе осуществления названных выше процессов геометрические очертания и объем внутрипластовой реторты постоянно изменяются при сохранении общей тенденции роста. Объем внутрипластовой реторты увеличивается в процессе циклического теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт и уменьшается в процессе циклического отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, но при этом величина уменьшения объема внутрипластовой реторты всегда остается меньше величины предшествующего прироста ее объема, что, в целом, и обеспечивает циклический процесс роста внутрипластовой реторты, объясняет цикличный характер увеличения ее объема и изменения ее геометрических очертаний при сохранении общей тенденции ее роста.1. Intra-layer retort. By in-situ retort is meant a certain volume of the reservoir in which the in-situ (catalytic) retorting process is carried out, including the basic processes: thermal cracking, catalytic cracking, hydrocracking, pyrolysis, hydropyrolysis, aquaterolysis and catalytic aquaterolysis. An in-situ retort is a nanothermomechanochemical reactor artificially formed in a reservoir. The artificially modified temperature of the in-situ retort is higher than the natural temperature surrounding the reservoir. The artificially modified pressure of the in-situ retort, as a rule, is higher than the natural pressure surrounding its reservoir. Artificial formation of an in-situ retort is possible because the permeability of the reservoir in the temperature range from 250 to 150 ° C is temporarily reduced and a so-called low-permeability “shell” is formed around the high-temperature in-situ retort, the permeability of which is lower than the natural permeability of the reservoir. The growth of the in-situ retort is cyclical. This is explained by the cyclical nature of the thermal and / or thermochemical effect on the reservoir, as well as the cyclical nature of the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it. During the implementation of the above processes, the geometric shape and volume of the in-situ retort are constantly changing while maintaining the overall growth trend. The volume of the in-situ retort increases during the cyclic thermal and thermochemical effects on the reservoir and decreases during the cyclic selection of the molecularly modified and partially refined hydrocarbons from the reservoir, but the decrease in the volume of the in-situ retort always remains less than the previous increase in its volume, which, in as a whole, and provides the cyclic process of growth of the in-situ retort, explains the cyclical nature of the increase in its volume and Changes its geometric shapes, while maintaining the general trend of its growth.
2. Сверхкритические, ультра-сверхкритические, псевдо-сверхкритические и псевдо-ультра-сверхкритические флюиды. Под критическим состоянием вещества следует понимать такое состояние, при котором исчезает различие (и граница) между его жидкой и паровой/газообразной фазами. Это состояние наступает при критической температуре и критическом давлении, которым соответствует, так называемая, критическая плотность (ρ) вещества. Понятие критических параметров применяют для чистых веществ, например, для воды, индивидуальных газов и индивидуальных углеводородов. Для их смесей понятия критических параметров, критического и сверхкритического состояния заменяют понятиями псевдо-критических параметров, псевдо-критического и псевдо-сверхкритического состояния или псевдо-ультра-сверхкритического состояния. В заявленной группе изобретений в качестве рабочего агента используются как чистые вещества, например, вода, так и сложные смеси различных веществ, находящиеся в ультра-сверхкритическом, сверхкритическом, псевдо-ультра-сверхкритическом и псевдо-сверхкритическом состоянии. В термодинамике нет таких понятий как «ультра-сверхкритические» или «продвинутые сверхкритические» параметры. Это профессиональный сленг, используемый техническими специалистами для того, чтобы обозначить технологические режимы с параметрами выше тех, которые принято называть «сверхкритическими». Типичный диапазон сверхкритических параметров - давление от 24,5 до 28,5 МПа при температуре от 374°С до 580°С. Американский Исследовательский Институт Электроэнергетики (ERPI) называет ультра-сверхкритическими такие паровые циклы, где пар прогревается до температуры более 593°С. В заявленной группе изобретений вода, имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С называется водой в ультра-сверхкритическом состоянии или ультра-сверхкритической водой, а смесь флюидов (например, вода, насыщенная водородом или сингазом), имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру 593°С называется флюидом в псевдо-ультра-свехкритическом состоянии или псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом.2. Supercritical, ultra-supercritical, pseudo-supercritical and pseudo-ultra-supercritical fluids. A critical state of a substance should be understood as a state in which the difference (and the boundary) between its liquid and vapor / gaseous phases disappears. This state occurs at a critical temperature and critical pressure, which corresponds to the so-called critical density (ρ) of a substance. The concept of critical parameters is used for pure substances, for example, for water, individual gases and individual hydrocarbons. For their mixtures, the concepts of critical parameters, critical and supercritical state are replaced by the concepts of pseudo-critical parameters, pseudo-critical and pseudo-supercritical state or pseudo-ultra-supercritical state. In the claimed group of inventions, both pure substances, for example, water, and complex mixtures of various substances in the ultra-supercritical, supercritical, pseudo-ultra-supercritical and pseudo-supercritical state are used as a working agent. In thermodynamics there are no such concepts as “ultra-supercritical” or “advanced supercritical” parameters. This is a professional slang used by technical experts in order to designate technological regimes with parameters higher than those that are called “supercritical”. A typical range of supercritical parameters is a pressure of 24.5 to 28.5 MPa at a temperature of 374 ° C to 580 ° C. The American Research Institute of Electric Power Engineering (ERPI) calls ultra-supercritical steam cycles where the steam warms up to temperatures above 593 ° C. In the claimed group of inventions, water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C is called ultra-supercritical water or ultra-supercritical water, and a fluid mixture (for example, water saturated with hydrogen or syngas) having a pressure above 28 , 5 MPa and a temperature of 593 ° C is called a fluid in a pseudo-ultra-supercritical state or a pseudo-ultra-supercritical fluid.
3. Генератор ультра-сверхкритической воды (УСК-вода) - это наземное устройство, которое генерирует УСК-воду, в данном конкретном случае, имеющую следующие характеристики: Т до 650°С, Р до 35 МПа (макс), плотность (ро) - 94,64 кг/м3 и специфическая энтальпия - 3560,8 кДж/кг.3. The generator of ultra-supercritical water (USK-water) is a ground-based device that generates USK-water, in this particular case, having the following characteristics: Т up to 650 ° С, Р up to 35 MPa (max), density (ro) - 94.64 kg / m 3 and specific enthalpy - 3560.8 kJ / kg.
4. Реактор окисления - это реактор, в котором в ультра-сверхкритической воде осуществляется экзотермическая реакция окисления микроразмерных частиц металлов, преимущественно, железа, цинка и алюминия - их трансформация в наноразмерные частицы оксидов этих металлов, генерация водорода и выделение тепла.4. An oxidation reactor is a reactor in which an exothermic oxidation reaction of micro-sized particles of metals, mainly iron, zinc and aluminum, is carried out in ultra-supercritical water - their transformation into nanosized particles of the oxides of these metals, hydrogen generation and heat generation.
5. Рабочие агенты - это флюиды, сгенерированные устройством, осуществляющим заявленный способ, и не инжектируемые в продуктивный пласт.5. Working agents are fluids generated by a device that implements the claimed method, and not injected into the reservoir.
6. Рабочий агент воздействия (РАВ) - это флюид, сгенерированный устройством, осуществляющим заявленный способ, и инжектируемый в продуктивный пласт.6. The working agent of exposure (RAV) is a fluid generated by a device that implements the claimed method, and injected into the reservoir.
7. Сингаз - это синтетический газ, который в данном случае генерируется внутри продуктивного пласта, в его околоскважинном объеме в результате частичной газификации содержащихся в нем тяжелых углеводородов, и состоящий, преимущественно, из Н2, СО2, CH4, СО и С2-С8.7. Syngas is a synthetic gas, which in this case is generated inside the reservoir, in its near-wellbore volume as a result of partial gasification of the heavy hydrocarbons contained in it, and consisting mainly of H 2 , CO 2 , CH 4 , CO and C 2 -C 8 .
Техническим результатом заявленной группы изобретений является создание способа высокоэффективной внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых (до 2000 метров) тяжелых углеводородов и устройства для его реализации, обеспечивающих внутрипластовое необратимого улучшения их качества, и (2) повышение эффективности их отбора из продуктивного пласта на дневную поверхность скважины.The technical result of the claimed group of inventions is the creation of a method of highly effective in-situ molecular modification of deep-seated (up to 2000 meters) heavy hydrocarbons and devices for its implementation, providing in-situ irreversible improvement in their quality, and (2) increasing the efficiency of their selection from the reservoir to the surface of the well.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов, включающем приготовление на дневной поверхности скважины рабочего агента, в виде воды, насыщенной наноразмерным катализатором, его доставку по расположенной в скважине колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб в продуктивный пласт скважины, причем закачивание рабочего агента в продуктивный пласт осуществляют инжектированием его через проходное сечение сопловой насадки, расположенной в нижней части колонны насосно-компрессорных труб, с последующим отбором и доставкой на дневную поверхность скважины из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, новым является то, что при приготовлении на дневной поверхности скважины рабочего агента, в него дополнительно вводят микрочастицы металлов, после чего в реакторе проводят реакцию окисления компонентов рабочего агента с образованием наноразмерных частиц оксидов металлов и водорода, после чего разогретый до температуры 650-600°С, рабочий агент инжектируют в продуктивный пласт через проходное сечение сопловой насадки, в котором в результате частичной внутрипластовой каталитической газификации некоторой части тяжелых углеводородов генерируется сингаз для повышения эффективности внутрипластовой молекулярной модификации этих тяжелых углеводородов, а отбор из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии осуществляют через сопловую насадку, увеличивая ее проходное сечение по сравнению с проходным сечением при закачке рабочего агента.The specified technical result is ensured by the fact that in the method of in-situ molecular modification of deep-seated heavy hydrocarbons, which includes preparing a working agent on the day surface of the well in the form of water saturated with a nanoscale catalyst, delivering it through a string of heat-insulated tubing to the production reservoir of a well located in the well, and pumping the working agent into the reservoir by injecting it through the orifice of the nozzle nozzle, located in the lower part of the tubing string, with subsequent selection and delivery to the day surface of the well from the productive reservoir of the oil-water emulsion, it is new that when preparing a working agent on the day surface of the well, metal microparticles are additionally introduced into it, and then in the reactor carry out the oxidation reaction of the components of the working agent with the formation of nanosized particles of metal oxides and hydrogen, and then heated to a temperature of 650-600 ° C, the working agent is injected into the active formation through the orifice of the nozzle nozzle, in which syngas is generated as a result of partial in-situ catalytic gasification of a portion of the heavy hydrocarbons to increase the efficiency of the in-situ molecular modification of these heavy hydrocarbons, and water-oil emulsion is taken from the productive formation through the nozzle, increasing its orifice compared to with a cross-section during the injection of the working agent.
В устройстве для внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов, содержащем емкость для воды, соединенную трубопроводом, в который встроен насос, с генератором ультра-сверхкритической воды, емкость для коллоидного раствора, насыщенного микрочастицами металлов, а также размещенную в скважине колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб, в нижней части которой установлена сопловая насадка, новым является то, что устройство оснащено реактором окисления, первый вход которого связан с выходом генератора ультра-сверхкритической воды, а второй - посредством трубопровода, в который встроен насос - с емкостью для коллоидного раствора с микрочастицами металлов, выход реактора окисления соединен с колонной теплоизолированных насосно-компрессорных труб, сопловая насадка состоит из полого корпуса, в котором выполнены радиальные отверстия, упора в полости корпуса в верхней его части, гильзы, установленной с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения в полости корпуса и периодического контакта с упором, сопло закреплено на гильзе, на которой выполнены радиальные отверстия, имеющие возможность совмещения с радиальными отверстиями корпуса при отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии и не совмещенные друг с другом при нагнетании рабочего агента через насосно-компрессорные трубы и сопловую насадку в продуктивный пласт, при этом, насосно-компрессорные трубы, корпус и гильза сопловой насадки могут быть изготовлены из сплава INCONEL 740, сопло сопловой насадки - из вольфрама, а теплоизоляционное покрытие насосно-компрессорных труб - из материала марки MICROTHERM, выполненного из пирогенного диоксида кремния.In a device for in-situ molecular modification of deep-seated heavy hydrocarbons, containing a water tank connected by a pipeline into which the pump is integrated with an ultra-supercritical water generator, a tank for a colloidal solution saturated with metal microparticles, and also a column of heat-insulated tubing placed in the well , in the lower part of which a nozzle nozzle is installed, it is new that the device is equipped with an oxidation reactor, the first input of which is connected to the output generator of ultra-supercritical water, and the second - through a pipeline into which a pump is built - with a container for a colloidal solution with microparticles of metals, the outlet of the oxidation reactor is connected to a column of heat-insulated tubing, the nozzle nozzle consists of a hollow body in which radial holes are made , stop in the body cavity in its upper part, a sleeve installed with the possibility of axial reciprocating movement in the body cavity and periodic contact with the stop, the nozzle is fixed It is mounted on a sleeve on which radial openings are made, which can be combined with the radial openings of the housing when water-oil emulsions are taken from the reservoir and are not aligned with each other when the working agent is pumped through tubing and nozzle nozzle into the reservoir, while -compressor pipes, the casing and the nozzle nozzle sleeve can be made of INCONEL 740 alloy, the nozzle nozzle nozzle can be made of tungsten, and the heat-insulating coating of the tubing is made of material m RCTs MICROTHERM, made of a pyrogenic silica.
Непосредственно влияет на достижение указанного технического результата то, что сгенерированный наземным генератором ультра-сверхкритической воды рабочий агент №1 в форме ультра-сверхкритической воды (Т до 650°С и Р до 35 МПа), поступает в реактор окисления, в который одновременно в импульсном режиме порционно инжектируется водный коллоидный раствор, содержащий микроразмерные частицы металлов, преимущественно, железа, цинка или алюминия, или их смесь в любой возможной пропорции. В реакторе окисления в среде ультра-сверхкритической воды микрочастицы, названных выше металлов, трансформируются в наноразмерные частицы оксидов металлов (синтез наночастиц оксидов металлов в ультра-сверхкритической воде) FeO, Fe2O3, Fe3O4, ZnO и Al2O3 и при этом выделяются водород и тепло. Таким образом, в реакторе окисления формируется рабочий агент №2, который является псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом в форме ультра-сверхкритической воды, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксидов металлов, которые являются катализатором. Далее рабочий агент №2 поступает в НКТ, по которым доставляется на забой скважины. При этом в результате наличия тепловых транспортных потерь температура рабочего агента №2 при его доставке, например, на глубину 2000 метров снижается с 650°С до 600°С и рабочий агент №2 трансформируется в рабочий агент №3. НКТ и сопловая насадка с изменяющейся площадью сечения истечения рабочего агента №3 и приема водонефтяной эмульсии, позволяет рабочему агенту №2 и рабочему агенту №3 сохранять свои ультра-сверхкритические свойства (Т выше 593°С при Р выше 28,5 МПА) включая давление до 30 МПа, в продолжение всего процесса доставки рабочего агента №2 от реактора окисления и далее рабочего агента №3 до забоя скважины во внутреннюю полость сопловой насадки.A direct effect on the achievement of the indicated technical result is that the working agent No. 1 generated by the ground-based ultra-supercritical water generator in the form of ultra-supercritical water (T up to 650 ° C and P up to 35 MPa) enters the oxidation reactor, which is simultaneously pulsed In this mode, an aqueous colloidal solution containing micro-sized particles of metals, mainly iron, zinc or aluminum, or a mixture in any possible proportion is injected portionwise. In an ultra-supercritical water oxidation reactor, microparticles of the above metals are transformed into nanosized metal oxide particles (synthesis of metal oxide nanoparticles in ultra-supercritical water) FeO, Fe 2 O 3 , Fe 3 O 4 , ZnO and Al 2 O 3 and hydrogen and heat are released. Thus, working agent No. 2 is formed in the oxidation reactor, which is a pseudo-ultra-supercritical fluid in the form of ultra-supercritical water saturated with hydrogen and nanosized metal oxide particles, which are the catalyst. Further, working agent No. 2 enters the tubing, through which it is delivered to the bottom of the well. Moreover, as a result of the presence of heat transport losses, the temperature of working agent No. 2 during its delivery, for example, to a depth of 2000 meters decreases from 650 ° C to 600 ° C and working agent No. 2 is transformed into working agent No. 3. The tubing and nozzle nozzle with a varying cross-sectional area of the expiration of the working agent No. 3 and the reception of the oil-water emulsion allows the working agent No. 2 and the working agent No. 3 to maintain their ultra-supercritical properties (T above 593 ° C at P above 28.5 MPa) including pressure up to 30 MPa, during the entire process of delivery of the working agent No. 2 from the oxidation reactor and then the working agent No. 3 to the bottom of the well into the internal cavity of the nozzle nozzle.
В скважине в ее подпакерном объеме давление всегда ниже, чем давление в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды, в реакторе окисления, в НКТ и во внутренней полости сопловой насадки. На глубине скважины, равной 2000 метрам, давление в подпакерном объеме скважины до начала осуществления воздействия на продуктивный пласт составляет, примерно, 22 МПа. В этих условиях, при истечении из сопла сопловой насадки рабочего агента №3 и приема водонефтяной эмульсии, рабочий агент №3 трансформируется в РАВ №1, при этом при температуре, равной 600°С и давлении 22 МПа, его плотность понижается с 87 до 61,2 кг/м3, скорость возрастает в 1,42 раза, а степень перегрева РАВ №1 относительно точки насыщения остается довольно высокой и составляет 227°С.In a well in its sub-packer volume, the pressure is always lower than the pressure in the surface generator of ultra-supercritical water, in the oxidation reactor, in the tubing and in the internal cavity of the nozzle nozzle. At a well depth of 2000 meters, the pressure in the sub-packer volume of the well prior to the impact on the reservoir is approximately 22 MPa. Under these conditions, upon expiration of the working agent No. 3 from the nozzle nozzle nozzle and receiving the oil-water emulsion, the working agent No. 3 is transformed into RAV No. 1, while at a temperature of 600 ° C and a pressure of 22 MPa, its density decreases from 87 to 61 , 2 kg / m 3 , the speed increases by 1.42 times, and the degree of overheating of RAB No. 1 relative to the saturation point remains quite high and amounts to 227 ° C.
При проникновении в продуктивный пласт в нем формируется высокотемпературная внутрипластовая реторта, которая условно состоит из трех зон. В приближенной к стволу скважины Зоне №1 (диапазон температур от 600°С до 450°С) осуществляется процесс частичной каталитической газификации некоторой части, содержащихся в продуктивном пласте, тяжелых углеводородов, в результате которого в условной пластовой Зоне №1 генерируется сингаз, который используется для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации тяжелых углеводородов - необратимого улучшения их качества. В данной пластовой зоне основные внутрипластовые процессы улучшения качества тяжелых углеводородов, а именно, гидрокрекинг, каталитический крекинг, термический крекинг, пиролиз и гидропиролиз протекают с наибольшей интенсивностью. Именно в пластовой Зоне №1 осуществляется генерация РАВ №2, имеющего очень сложный композиционный состав. РАВ №1, в основном, насыщается дополнительно водородом, углеводородными растворителями из числа низших алканов C1-C8, СО и CO2.Upon penetration into the reservoir, a high-temperature in-situ retort is formed in it, which conditionally consists of three zones. In
За условной пластовой Зоной №1 следует условная пластовая Зона №2 (диапазон температур от 450°С до 300°С). Минимальная температура, которая необходима для инициации процесса газификации тяжелых углеводородов составляет, примерно, 450°С и не должна превышать 650°С, так как при более высокой температуре в продуктивном пласте, содержащем тяжелые углеводороды, начинается процесс активной генерации CH4 (метанизация) и CO2 и, напротив, подавляется процесс внутрипластовой генерации Н2, представляющего наибольшую ценность. Поэтому в пластовой Зоне №2 сингаз уже не генерируется, но некоторая его часть, так же, как и некоторая часть наноразмерных частиц катализатора, а именно РАВ №2 проникают и в пластовую Зону №2. C1-C8 являются углеводородными растворителями и находятся в сверхкритическом состоянии (разжижение тяжелых углеводородов - положительное воздействие). СО и CO2 не только разжижают тяжелую нефть, но также вызывают и ее разбухание - увеличение в объеме, что приводит к дополнительной реэнергизации пласта - повышению внутрипластового давления и усиления газонапорного режима при отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии. Присутствие же в продуктивном пласте - в Зоне №1 и отчасти в Зоне №2 наноразмерных частиц катализатора в форме оксидов, названных выше металлов, повышает эффективность внутрипластовых процессов необратимого улучшения качества тяжелых углеводородов. Таким образом, в пластовой зоне №2 также происходит необратимая молекулярная модификация нефти при участии РАВ №2, но все, названные выше процессы протекают с меньшей интенсивностью. Более того, после истечения из сопла насадки с изменяющейся площадью сечения истечения рабочего агента №3 и приема водонефтяной эмульсии тепловая энергия, преимущественно, РАВ №1 и отчасти РАВ №2 превращается в энергию движения потока перегретого пара с высокой степенью перегрева (кинетическую энергию парового потока) от 395°С на глубине 200 метров до 227°С на глубине 2000 метров, которая затем во флюидопроводящих каналах при контакте с молекулами тяжелых углеводородов и зернами горной породы превращается в механическую работу и, таким образом внутри пласта формируется нанотермомеханохимический реактор. При высоких температурах С-С (углерод-углеродные) связи ослабевают и под действием кинетической энергии потока пара, в частности, крупные молекулы тяжелых углеводородов начинают испытывать деформационные напряжения и разрушаются на более мелкие углеводородные молекулы, при этом, чем длиннее углеводородная цепочка, тем меньше энергии требуется для ее разрыва. Все названные выше термомеханохимические реакции идут на поверхности раздела фаз: перегретый пар с большой степенью перегрева - твердая поверхность частиц горной породы, которые зачастую выполняют функцию естественного внутрипластового катализатора процессов необратимого улучшения качества тяжелых углеводородов.Conditional formation Zone No. 1 is followed by conditional formation Zone No. 2 (temperature range from 450 ° C to 300 ° C). The minimum temperature required to initiate the process of gasification of heavy hydrocarbons is approximately 450 ° C and should not exceed 650 ° C, since at a higher temperature in the reservoir containing heavy hydrocarbons, the process of active generation of CH 4 (methanization) begins CO 2 and, conversely, the in-situ generation of H 2 , which is of the greatest value, is suppressed. Therefore, syngas is no longer generated in
В заявленной группе изобретений описанный выше процесс, в целом, носит название процесса внутрипластового термомеханического дробления молекул тяжелых углеводородов в среде псевдо-ультра-сверхкритического или псевдо-сверхкритического флюида. За условной пластовой Зоной №2 следует условная пластовая Зона №3. (диапазон температур от 300°С до пластовой температуры), в которой осуществляется процесс временного и обратимого улучшения качества тяжелых углеводородов, проявляющийся в понижении их вязкости и плотности и увеличении их внутрипластовой мобильности. При этом, при внутрипластовом давлении 22 МПа, например, на глубине 2000 метров при инжектировании в продуктивный пласт РАВ №1, который затем преобразуется в РАВ №2 и при понижении температуры РАВ №2, например, с 380°С до температуры 372°С, происходит резкое повышение плотности РАВ №2, соответственно, с 163 кг/м3 до 461 кг/м3, что результируется в резкое ухудшение проникающей способности РАВ №2 при его внутрипластовой температуре ниже точки насыщения (точка насыщения при 22 МПа равна Т=373,705°С). При такой температуре -относительно «низкотемпературный» РАВ №2 начинает выполнять «запирающую» функцию и его дальнейшее проникновение в продуктивный пласт по флюидопроводящим каналам в сторону от скважины затруднено. В подобной ситуации в результате инжектирования в продуктивный пласт значительного объема высокоскоростного РАВ №1, имеющего максимально возможную степень перегрева, и далее РАВ №2, внутрипластовое давление быстро нарастает и при достижении, например, величины равной 30 МПа, воздействие на продуктивный пласт прекращается и начинается отбор из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии на дневную поверхность скважины в режиме фонтанирования скважины. При этом ранее находившаяся в режиме истечения рабочего агента №3 сопловая насадка автоматически переводится в режим приема водонефтяной эмульсии и площадь ее проходного сечения возрастает, что позволяет водонефтяной эмульсии свободно в коммерческих объемах поступать в НКТ и далее на дневную поверхность скважины. Воздействие на продуктивный пласт осуществляется в циклическом режиме, причем изначально характерно использование непродолжительных по времени циклов закачки РАВ №1 в продуктивный пласт.In the claimed group of inventions, the process described above, in general, is called the process of in-situ thermomechanical fragmentation of heavy hydrocarbon molecules in a pseudo-ultra-supercritical or pseudo-supercritical fluid. Conditional formation Zone No. 2 is followed by conditional formation Zone No. 3. (temperature range from 300 ° С to reservoir temperature), in which the process of temporary and reversible improvement of the quality of heavy hydrocarbons is carried out, which is manifested in a decrease in their viscosity and density and an increase in their in-situ mobility. At the same time, at an in-situ pressure of 22 MPa, for example, at a depth of 2000 meters, when injected into the reservoir RAV No. 1, which is then converted into RAV No. 2 and when the temperature of RAV No. 2 is lowered, for example, from 380 ° C to 372 ° C , there is a sharp increase in the density of PAB No. 2, respectively, from 163 kg / m 3 to 461 kg / m 3 , which results in a sharp deterioration in the penetrating ability of PAB No. 2 at its in-situ temperature below the saturation point (saturation point at 22 MPa is T = 373.705 ° C). At this temperature, a relatively “low-temperature” RAV No. 2 begins to fulfill a “locking” function and its further penetration into the reservoir through fluid-conducting channels away from the well is difficult. In such a situation, as a result of injecting a significant amount of high-speed RAV No. 1, which has the highest possible degree of overheating, and then RAV No. 2, into the reservoir, the in-situ pressure increases rapidly and when, for example, a value of 30 MPa is reached, the effect on the reservoir stops and begins selection of a water-oil emulsion from the reservoir to the day surface of the well in the mode of well flowing. At the same time, the nozzle nozzle, which was previously in the expiration mode of the working agent No. 3, is automatically switched to the oil-water emulsion receiving mode and the area of its cross-section increases, which allows the oil-water emulsion to flow freely into commercial tubing and further to the day surface of the well. The impact on the reservoir is carried out in a cyclic mode, and initially the use of short-time injection cycles of PAB No. 1 into the reservoir is typical.
Со временем продолжительность циклов закачки РАВ №1 в продуктивный пласт и отборов из него на дневную поверхность скважины водонефтяной эмульсии увеличивается. Также для заявленного способа заявленной группы изобретений характерно использование РАВ №1 в форме псевдо-ультра-сверхкритического флюида, имеющего сверхвысокую и предельно возможную с технико-технологической точки зрения степень перегрева относительно точки насыщения и значительные удельные объемы закачки РАВ - до 1000 кг РАВ №1 на 1 метр погонный продуктивного пласта в час.Over time, the duration of the cycles of injection of PAB No. 1 into the reservoir and withdrawals from it to the day surface of the oil-water emulsion well increases. Also, the claimed method of the claimed group of inventions is characterized by the use of RAV No. 1 in the form of a pseudo-ultra-supercritical fluid having an ultrahigh and technically and technically extremely possible degree of overheating relative to the saturation point and significant specific volumes of RAV injection up to 1000 kg of RAV No. 1 per 1 meter of productive formation per hour.
В процессе закачки высокотемпературного РАВ №1 в продуктивный пласт осуществляется его реэнергизация - повышение внутрипластового давления, а в результате теплового расширения внутрипластовых флюидов в продуктивном пласте осуществляются многочисленные автофлюидоразрывы продуктивного пласта, что приводит к увеличению проницаемости продуктивного пласта. Сформированный в результате реэнергизации продуктивного пласта (частичной каталитической газификации некоторой части внутрипластовых тяжелых углеводородов) мощный газонапорный режим позволяет эффективно отбирать водонефтяную эмульсию из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины через зоны пласта (пластовые Зоны №1 и №2) с улучшенной проницаемостью.In the process of injecting high-temperature RAV No. 1 into the reservoir, it is energized to increase in-situ pressure, and as a result of the thermal expansion of in-situ fluids in the reservoir, numerous autofluid fractures of the reservoir are carried out, which leads to an increase in the permeability of the reservoir. The powerful gas-pressure regime formed as a result of the re-energization of the reservoir (partial catalytic gasification of a certain part of the in-situ heavy hydrocarbons) makes it possible to efficiently select water-oil emulsion from the reservoir in the regime of well flowing through the reservoir zones (reservoir Zones No. 1 and No. 2) with improved permeability.
Отбор водонефтяной эмульсии из продуктивного пласта с целью недопущения его компакции завершается в момент, когда давление в скважине не менее, чем на 1 МПа выше гидростатического или температура отбираемой водонефтяной эмульсии снижается до 250-200°С. После этого скважина переводится в режим нагнетания РАВ №1 в продуктивный пласт и начинается очередной цикл осуществления термохимического воздействия на углеводородосодержащий продуктивный пласт.The selection of the oil-water emulsion from the reservoir in order to prevent its compaction is completed when the pressure in the well is at least 1 MPa higher than hydrostatic or the temperature of the selected oil-water emulsion decreases to 250-200 ° С. After that, the well is switched to the injection mode of RAV No. 1 into the reservoir and the next cycle of thermochemical effect on the hydrocarbon-containing reservoir begins.
Новым в заявленной группе изобретений, по сравнению с наиболее близким аналогом, является то, что:New in the claimed group of inventions, compared with the closest analogue, is that:
1. В заявленной группе изобретений, в отличие от наиболее близкого аналога, используется не сверхкритический паровой цикл (Т до 450°С при Р до 30 МПа), а ультра-сверхкритический паровой цикл (Т до 650°С при Р до 30 МПа), позволяющий (а) осуществлять высокоэффективное термохимическое воздействие на продуктивные пласты, залегаемые на глубине до 2000 метров, а не до 1000 метров, (б) увеличить радиус термохимического воздействия на продуктивный пласт и, соответственно, объем, формируемой из одной скважины, высокотемпературной внутрипластовой реторты, (в) извлекать большее количество молекулярно модифицированных углеводородов и (г) лучшего качества, а также (д) инжектировать в продуктивный пласт удельно на тонну извлекаемой нефти меньшее количество воды. Использование в заявленном способе именно ультра-сверхкритического парового цикла позволяет осуществлять частичную внутрипластовую газификацию некоторой части тяжелых углеводородов и генерировать в продуктивном пласте сингаз, состоящий из водорода, диоксида углерода, монооксида углерода и углеводородных растворителей из группы низших алканов (C1-C8). Использование сингаза позволяет осуществлять гирокрекинг тяжелых углеводородов, а углеводородные растворители, находящиеся в пласте в сверхкритическом состоянии, разжижают тяжелую нефть, в то время как диоксид углерода способствует ее разбуханию и дополнительно реэнергизирует продуктивный пласт.1. In the claimed group of inventions, in contrast to the closest analogue, not a supercritical steam cycle (T up to 450 ° C at P up to 30 MPa) is used, but an ultra-supercritical steam cycle (T up to 650 ° C at P up to 30 MPa) allowing (a) to carry out a highly effective thermochemical effect on the productive formations, located at a depth of up to 2000 meters, and not up to 1000 meters, (b) to increase the radius of the thermochemical effect on the productive stratum and, accordingly, the volume formed from one well of a high-temperature in-situ retort , (c) of attract more molecularly modified hydrocarbons and (g) better quality, and (e) inject less water per specific ton of recoverable oil into the reservoir. The use of precisely the ultra-supercritical vapor cycle in the claimed method allows partial in-situ gasification of some heavy hydrocarbons and generation of syngas consisting of hydrogen, carbon dioxide, carbon monoxide and hydrocarbon solvents from the group of lower alkanes (C 1 -C 8 ) in the reservoir. The use of syngas allows gyrocracking of heavy hydrocarbons, and hydrocarbon solvents that are in the supercritical state of the formation thin the heavy oil, while carbon dioxide contributes to its swelling and additionally energizes the reservoir.
2. Для реализации заявленного способа используется РАВ, насыщенный не только наночастицами катализатора, но и водородом, что позволяет осуществлять в продуктивном пласте процесс внутрипластового каталитического гидрокрекинга тяжелых углеводородов.2. To implement the inventive method, RAV is used, saturated not only with catalyst nanoparticles, but also with hydrogen, which allows for in-situ catalytic hydrocracking of heavy hydrocarbons in the reservoir.
3. В заявленной группе изобретений, в отличие от решения - наиболее близкого аналога, используются не покупные наноразмерные катализаторы, а осуществляется их синтез в реакторе окисления.3. In the claimed group of inventions, in contrast to the solution - the closest analogue, not purchased nanoscale catalysts are used, but they are synthesized in an oxidation reactor.
4. В заявленном устройстве используется сопловая насадка с изменяющейся площадью проходного сечения канала истечения рабочего агента и приема водонефтяной эмульсии, что позволяет уменьшить площадь проходного сечения канала при истечении рабочего агента в подпакерную зону скважины и увеличить площадь его сечения при отборе водонефтяной эмульсии из продуктивного пласта скважины в коммерческих объемах для ее доставки на дневную поверхность скважины.4. In the claimed device uses a nozzle nozzle with a changing area of the passage section of the channel of the expiration of the working agent and receiving oil-water emulsion, which allows to reduce the area of the passage section of the channel when the working agent expires in the sub-packer zone of the well and to increase its cross-sectional area when taking water-oil emulsion from the productive formation in commercial volumes for its delivery to the day surface of the well.
5. В заявленном устройстве насосно-компрессорные трубы, из которых формируется колонна, изготавливается из сплава INCONEL 740, способного длительное время работать в условиях одновременно высоких давлений и температур, а теплоизоляционное покрытие насосно-компрессорных труб изготавливается из микропористой теплоизоляции материала марки MICROTHERM, выполненного из пирогенного диоксида кремния. Выбор именно этого покрытия обусловлен тем, что он, при плотности 320 кг/м3 оно имеет весьма низкие характеристики теплопроводности, которые, что весьма важно при изменении температуры его нагрева, меняются незначительно, а именно: при температуре 200°С - 0,022 Вт/м*К, при температуре 400°С - 0,024 Вт/м*К, при температуре 600°С - 0,029 Вт/м*К и при температуре 800°С - 0,034 Вт/м*К.5. In the claimed device, the tubing, from which the column is formed, is made of INCONEL 740 alloy, capable of working for a long time at the same time at high pressures and temperatures, and the heat-insulating coating of the tubing is made of microporous thermal insulation of a MICROTHERM material made of fumed silica. The choice of this coating is due to the fact that, at a density of 320 kg / m 3, it has very low thermal conductivity characteristics, which, which is very important when the temperature of its heating changes, change insignificantly, namely: at a temperature of 200 ° C - 0.022 W / m * K, at a temperature of 400 ° C - 0.024 W / m * K, at a temperature of 600 ° C - 0.029 W / m * K and at a temperature of 800 ° C - 0.034 W / m * K.
Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами и таблицами, на которых:The essence of the claimed group of inventions is illustrated by graphic materials and tables, on which:
- на фиг. 1 - схема устройства для внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов;- in FIG. 1 is a diagram of a device for in-situ molecular modification of deep-seated heavy hydrocarbons;
- на фиг. 2 - схема сопловой насадки устройства в режиме инжектирования рабочего агента в продуктивный пласт;- in FIG. 2 is a diagram of the nozzle nozzle of the device in the mode of injection of the working agent into the reservoir;
- на фиг. 3 - схема сопловой насадки устройства в режиме отбора водонефтяной эмульсии из продуктивного пласта;- in FIG. 3 is a diagram of the nozzle nozzle of the device in the mode of selection of oil-water emulsion from the reservoir;
- на фиг. 4 - условные зоны продуктивного пласта, на который оказывается термохимическое воздействие при использовании заявленного способа;- in FIG. 4 - conditional zones of the reservoir, which is a thermochemical effect when using the claimed method;
- табл. 1 - характеристики условного РАВ, имеющего на дневной поверхности скважины, температуру равную 350°С при его использовании на глубине до 2000 метров;- tab. 1 - characteristics of the conventional RAV, having on the day surface of the well, a temperature equal to 350 ° C when used at a depth of up to 2000 meters;
- табл. 2 - характеристики РАВ наиболее близкого аналога, имеющего на дневной поверхности скважины, температуру равную 450°С при его использовании на глубине до 2000 метров;- tab. 2 - characteristics of the RAV of the closest analogue having on the day surface of the well a temperature equal to 450 ° C when used at a depth of up to 2000 meters;
- табл. 3 - характеристики РАВ заявленной группы изобретений, имеющего на дневной поверхности скважины, температуру равную 650°С при его использовании на глубине до 2000 метров.- tab. 3 - characteristics of the RAV of the claimed group of inventions, having on the day surface of the well, a temperature equal to 650 ° C when used at a depth of up to 2000 meters.
Устройство для внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов (фиг. 1) состоит из емкости 1, предназначенной для воды, выход емкости посредством трубопровода, в который встроен насос 3, связан с генератором ультра-сверхкритической воды 4.A device for in-situ molecular modification of deep-seated heavy hydrocarbons (Fig. 1) consists of a
Устройство также содержит реактор окисления 6, первый вход которого связан с выходом генератора ультра-сверхкритической воды 4, а второй - посредством трубопровода, в который встроен насос 1-е емкостью 9 для коллоидного раствора. В который ведены микрочастицы металлов (например, Fe, и/или Zn, и/или Al).The device also contains an
Выход реактора окисления 6 посредством подводящего трубопровода соединен с колонной теплоизолированных НКТ 11, размещенных в скважине 12, разделенной на подпакерную и надпакерную зоны высокотемпературным пакером 13 высокого давления.The output of the
К нижней части НКТ, посредством соединительной муфты 14, прикреплена сопловая насадка 15 с соплом 17 (на фиг. 1 показаны схематично).To the bottom of the tubing, by means of a
Сопловая насадка 15 (фиг. 2 и фиг. 3) состоит из полого корпуса 20, в котором выполнены радиальные отверстия 25, упора 22 в полости корпуса в верхней его части, гильзы 21, установленной с возможностью осевого возвратно-поступательного перемещения в полости корпуса 20. В гильзе 21 выполнены радиальные отверстия 26. На нижней части гильзы 21 закреплено сопло 17, выполненное в виде фланца с сопловым отверстием в его центральной части. Корпус 20 и гильза 21 сопловой насадки 15 изготовлены из сплава INCONEL 740, а сопло 17 из вольфрама.The nozzle nozzle 15 (FIG. 2 and FIG. 3) consists of a
Все используемые для компоновки устройства детали, блоки и агрегаты являются стандартными и при работе устройства выполняют присущие им функции.All parts, blocks and assemblies used to build the device are standard and, when the device is in operation, perform their inherent functions.
Заявленный способ, с использованием приведенного выше устройства, осуществляют следующим образом.The claimed method, using the above device, is as follows.
Для реализации заявленного способа используют высокоэффективный РАВ, который имеет предельно возможно высокую на сегодняшний день с технико-технологической точки зрения степень перегрева (табл. 3) от 395°С на глубине 200 метров до 227°С на глубине 2000 метров. Такой РАВ для осуществления заявленного способа формируют следующим образом:To implement the claimed method, a highly effective RAV is used, which has the highest possible degree of overheating (table 3) from 395 ° C at a depth of 200 meters to 227 ° C at a depth of 2000 meters from a technical and technological point of view. Such RAV for the implementation of the claimed method is formed as follows:
1. Подготовленную (очищенную от примесей и предварительно подогретую) воду 2 из емкости 1 насосом 3 подают в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, в котором осуществляется ее нагрев до температуры Т=650°С, и под давлением Р=30 МПа, в форме ультра-сверхкритической воды 5 (рабочий агент №1) поступает в реактор окисления.1. Prepared (purified from impurities and preheated)
2. Одновременно из емкости 9 в реактор окисления 6 посредством насоса 7 подают водный коллоидный раствор 8, в который введены микрочастицы металлов.2. At the same time, an aqueous
При контакте с рабочим агентом №1 микрочастицы металлов в результате экзотермической реакции окисления трансформируются в наноразмерные частицы оксидов металлов (FeO, Fe2O3, Fe3O4, ZnO и А12О3), являющиеся катализатором, при этом также выделяются водород и тепло. Таким образом, в реакторе окисления 6 формируется рабочий агент №2 (обозначен позицией 10) в форме ультра-сверхкритической воды, насыщенной наноразмерными частицами оксидов металлов - наноразмерным катализатором и водородом. Рабочий агент №2 является псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом (Т=650°С при Р=30 МПа). Приготовленный рабочий агент №2 из реактора окисления по подающему трубопроводу поступает в НКТ 11 и после его доставки в полость корпуса сопловой насадки 15 в результате тепловых транспортных потерь, например, на глубине 2000 метров, трансформируется в рабочий агент №3 (обозначен позицией 16 на фиг.2), который имеет температуру 600°С при Р=30 МПа (плотность РАВ №3 составляет 87 кг/м3). Скорость перемещения рабочего агента №3 в полости корпуса 20 сопловой насадки 15 варьируется от 10 до 100 метров в секунду. Сопловая насадка 15 при этом работает в режиме инжектирования рабочего агента №3 в подпакерную зону (продуктивный пласт) скважины 12 (фиг. 2). При этом гильза 21 находится в полости корпуса в нижнем положении так, что сопло 17 опирается на нижний упор (не обозначен) корпуса 20, а радиальные отверстия 26 гильзы 21 не совпадают с радиальными отверстиями 25 корпуса 20. Таким образом, рабочий агент №3 истекает исключительно из сопла 17 гильзы 21 сопловой насадки 15. При этом давление в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды 4, в реакторе окисления 6, в НКТ 11 и в сопловой насадке 15 выше давления в подпакерном объеме скважины 12.Upon contact with the working agent No. 1, the microparticles of metals are transformed into nanosized particles of metal oxides (FeO, Fe 2 O 3 , Fe 3 O 4 , ZnO and A1 2 O 3 ), which are a catalyst, as a result of an exothermic oxidation reaction, and hydrogen and heat. Thus, a working agent No. 2 (indicated by 10) is formed in
3. При истечении рабочего агента №3 из сопла 17 в подпакерный объем скважины 12, давление в котором составляет примерно 22 МПа, рабочий агент №3 трансформируется в РАВ №1 (позиция 18 на фиг. 2, Т=600°С при Р=22 МПа и плотности = 61,2 кг/м3), а скорость его за счет истечения из соплового отверстия сопла возрастает в 1,42 раза по сравнению со скоростью перемещения рабочего агента №3 в полости гильзы 21 сопловой насадки 15.3. At the expiration of the working agent No. 3 from the
4. После формирования РАВ №1 в подпакерном объеме скважины 12 он инжектируется в продуктивный пласт 19, который условно разделен на три зоны (фиг. 4).4. After the formation of RAV No. 1 in the sub-packer volume of the well 12, it is injected into the
РАВ №1 изначально композиционно состоит из ультра-сверхкритической воды, насыщенной водородом и наноразмерными частицами катализатора в форме оксидов, упоминаемых выше металлов, и имеет температуру от 645°С (глубина скважины: 200 метров) до 600°С (глубина скважины 2000 метров) при давлении в полости корпуса сопловой насадки 15 от 4 МПа (глубина скважины: 200 метров) до 22 МПа (глубина скважины 2000 метров).RAV No. 1 initially consists of ultra-supercritical water saturated with hydrogen and nanosized catalyst particles in the form of the oxides mentioned above, and has a temperature of 645 ° C (well depth: 200 meters) to 600 ° C (well depth 2000 meters) at a pressure in the cavity of the
При проникновении в продуктивный пласт (в пластовую Зону №1), находящийся, например, на глубине 2000 метров, в результате контакта РАВ №1 с внутрипластовыми тяжелыми углеводородами, инициируется процесс их частичной внутрипластовой газификации - внутрипластовой генерации сингаза, после чего начинается активный процесс внутрипластового улучшения качества некоторой части внутрипластовых тяжелых углеводородов. В пластовой Зоне №1 продуктивного пласта реализуется весь спектр процессов частичного улучшения качества внутрипластовых тяжелых углеводородов, наиболее значимыми из которых являются: термический крекинг (в присутствии высокой температуры и ультра-сверхкритической/сверхкритической воды), каталитический крекинг (в присутствии наноразмерных катализаторов), гидрокрекинг (в присутствии водорода), пиролиз (в отсутствии окислителя и ультра-сверхкритической/сверхкритической воды) и гидропиролиз (в присутствии ультра-сверхкритической/сверхкритической воды и при отсутствии окислителя). В результате описанных выше процессов, осуществляемых одновременно, в пластовой Зоне №1 продуктивного пласта формируется новый рабочий агент воздействия - РАВ №2, имеющий очень сложный композиционный состав, базовыми компонентами которого являются: ультра-сверхкритическая вода/сверхкритическая вода, наноразмерные частицы оксидов, названных выше металлов, являющихся катализаторами, углеводородные растворители (C1-C8), а также СО и CO2. В пластовой Зоне №1 наиболее интенсивно осуществляется процесс внутрипластового необратимого улучшения качества некоторой части тяжелых углеводородов и именно в этой пластовой Зоне №1 наиболее эффективно функционирует и, так называемый, нанотермомеханохимический реактор.When penetrating into the reservoir (into the Zone No. 1) located, for example, at a depth of 2000 meters, as a result of the contact of PAB No. 1 with in-situ heavy hydrocarbons, the process of their partial in-situ gasification - in-situ syngas generation is initiated, after which the in-situ active process begins improving the quality of some of the in situ heavy hydrocarbons. In formation Zone No. 1 of the productive formation, the whole range of processes is implemented to partially improve the quality of in-situ heavy hydrocarbons, the most significant of which are: thermal cracking (in the presence of high temperature and ultra-supercritical / supercritical water), catalytic cracking (in the presence of nanoscale catalysts), hydrocracking (in the presence of hydrogen), pyrolysis (in the absence of an oxidizing agent and ultra-supercritical / supercritical water) and hydro-pyrolysis (in the presence of ultra-supercritical / super hkriticheskoy water and in the absence of the oxidant). As a result of the processes described above, carried out simultaneously, in the formation Zone No. 1 of the reservoir, a new working agent is formed - RAV No. 2, which has a very complex composition, the basic components of which are: ultra-supercritical water / supercritical water, nanoscale oxide particles called above metals, which are catalysts, hydrocarbon solvents (C 1 -C 8 ), as well as CO and CO 2 . In the formation Zone No. 1, the process of in-situ irreversible improvement of the quality of some of the heavy hydrocarbons is most intensively carried out, and it is in this formation Zone No. 1 that the so-called nanothermomechanochemical reactor functions most efficiently.
Параллельно в пластовой Зоне №2 процесс необратимого улучшения качества некоторой части тяжелых углеводородов продолжается, но протекает с меньшей интенсивностью в силу того, что проникающий в эту пластовую Зону №2 РАВ №2 имеет более низкую температуру и содержит в своем составе меньше водорода по сравнению с РАВ №1.In parallel, in the formation Zone No. 2, the process of irreversible improvement in the quality of some of the heavy hydrocarbons continues, but proceeds with less intensity due to the fact that the penetrating into this formation Zone No. 2 RAV No. 2 has a lower temperature and contains less hydrogen in comparison with RAV No. 1.
В пластовой Зоне №3 процесс необратимого улучшения качества некоторой части тяжелых углеводородов прекращается, так как температура РАВ №2 понижается до 300°С и ниже. В силу теплового воздействия внутрипластовые тяжелые углеводороды лишь временно в пластовых условиях уменьшают степень своей плотности и вязкости.In reservoir Zone No. 3, the process of irreversible improvement in the quality of some of the heavy hydrocarbons is terminated, since the temperature of RAV No. 2 decreases to 300 ° C and lower. Due to the thermal effect, in-situ heavy hydrocarbons only temporarily in reservoir conditions reduce their density and viscosity.
Особенностью пластовой Зоны №3 является то, что именно в ней в температурном диапазоне от 250 до 150°С происходит временное снижение проницаемости продуктивного пласта и в нем формируется низкопроницаемая «оболочка» внутрипластовой реторты, которая, в сочетании с фактором повышения плотности РАВ №2, препятствует дальнейшему проникновению РАВ №2 в продуктивный пласт и, в целом, способствует быстрой реэнергизации продуктивного пласта и формированию мощного флюидонапорного режима отбора водонефтяной эмульсии из продуктивного пласта в скважину и далее на ее дневную поверхность в режиме фонтанирования скважины.The peculiarity of formation Zone No. 3 is that it is in it in the temperature range from 250 to 150 ° C that a temporary decrease in the permeability of the productive formation occurs and a low-permeable “shell” of the in-situ retort is formed in it, which, in combination with a factor of increasing the density of PAB No. 2, prevents the penetration of RAV No. 2 into the reservoir and, in general, contributes to the rapid reenergization of the reservoir and the formation of a powerful fluid-pressure regime for the selection of oil-water emulsion from the reservoir to the well azhin and further to its day surface in the mode of well flowing.
При переводе скважины в режим отбора водонефтяной эмульсии давление рабочего агента в НКТ 11 и в сопловой насадке 15 становится ниже давления в подпакерном объеме скважины 12, в результате сопловая насадка 15 автоматически, за счет перепада давления, переводится в режим отбора водонефтяной эмульсии, что выражается в том, что гильза 21 перемещается вверх в полости корпуса 20 до контакта с упором 22, в результате радиальные отверстия 26 гильзы 21 совпадают с радиальными отверстиями 25 корпуса 20, что, в свою очередь, результируется в увеличение площади сечения отбора водонефтяной эмульсии и, соответственно, обеспечивает ее высокоэффективный отбор в коммерческих объемах, так как общий отбор водонефтяной эмульсии 24 суммируется из потоков 23, проходящих через отверстия 25-26 и сопловое отверстие сопла 17.When the well is switched to the oil-water emulsion selection mode, the pressure of the working agent in the
Заявленная группа изобретений за счет: использования (1) ультра-сверхкритического парового цикла, (2) закачки в продуктивный пласт удельно большого количества РАВ №1, обладающего высокой степенью перегрева, и давлением, намного превосходящим гидростатическое давление, (3) водорода, (4) наноразмерных катализаторов и, (5) генерируемого в продуктивном пласте сингаза позволяет: (а) эффективно осуществлять термохимическое воздействие на продуктивные пласты, залегаемые на глубине до 2000 метров и при этом (б) значительно увеличить радиус прогретого объема продуктивного пласта, (в) увеличить объем добычи высококачественных молекулярно модифицированных углеводородов при условии (г) уменьшения величины удельной закачки воды на тонну извлекаемых жидких углеводородов.The claimed group of inventions due to: the use of (1) an ultra-supercritical steam cycle, (2) injection into the reservoir of a specific large amount of RAB No. 1, which has a high degree of overheating, and a pressure far exceeding the hydrostatic pressure, (3) hydrogen, (4 ) nanoscale catalysts and, (5) the syngas generated in the reservoir, allows: (a) to effectively carry out the thermochemical effect on the reservoirs lying at a depth of up to 2000 meters and (b) significantly increase the radius of the heated bemsya producing formation, (c) increase the amount of production of high molecular modified hydrocarbon under condition (d) reducing the value of the specific injection of water per ton of recoverable liquid hydrocarbons.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018141100A RU2704686C1 (en) | 2018-11-22 | 2018-11-22 | Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018141100A RU2704686C1 (en) | 2018-11-22 | 2018-11-22 | Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2704686C1 true RU2704686C1 (en) | 2019-10-30 |
Family
ID=68500811
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018141100A RU2704686C1 (en) | 2018-11-22 | 2018-11-22 | Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2704686C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2399754C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Heavy or bituminous oil production method |
| RU2447276C1 (en) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation |
| WO2015053731A1 (en) * | 2013-10-07 | 2015-04-16 | Эдуард Анатольевич ТРОЦЕНКО | Method for underground gasification of a hydrocarbon-containing formation |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
| RU2611873C1 (en) * | 2015-08-25 | 2017-03-01 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Heavy hydrocarbons intraformational molecular modification method and device for its implementation |
-
2018
- 2018-11-22 RU RU2018141100A patent/RU2704686C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2399754C1 (en) * | 2009-09-11 | 2010-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Heavy or bituminous oil production method |
| RU2447276C1 (en) * | 2010-10-21 | 2012-04-10 | Николай Николаевич Клинков | Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation |
| WO2015053731A1 (en) * | 2013-10-07 | 2015-04-16 | Эдуард Анатольевич ТРОЦЕНКО | Method for underground gasification of a hydrocarbon-containing formation |
| RU2576267C1 (en) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method |
| RU2611873C1 (en) * | 2015-08-25 | 2017-03-01 | Владимир Георгиевич Кирячёк | Heavy hydrocarbons intraformational molecular modification method and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2671880C1 (en) | Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation | |
| AU2010359821B2 (en) | Apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
| RU2576267C1 (en) | Method for combined effect on formations containing hydrocarbons and/or solid organic substances and device for implementing said method | |
| US4597441A (en) | Recovery of oil by in situ hydrogenation | |
| CA2736894C (en) | A method for performing thermochemical treatment of an oil reservoir | |
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| US10760394B2 (en) | System and method of producing oil | |
| US20030178195A1 (en) | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates | |
| MX2010011594A (en) | Method for increasing the recovery of hydrocarbons. | |
| RU2694328C1 (en) | Method for intensification of extraction of gaseous hydrocarbons from nonconventional low-permeable gas-bearing formations of shale plays/formations and a technological complex for its implementation | |
| CA2837471C (en) | Method of recovering heavy oil from a reservoir | |
| RU2611873C1 (en) | Heavy hydrocarbons intraformational molecular modification method and device for its implementation | |
| RU2624858C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect | |
| US20200240249A1 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| RU2704686C1 (en) | Method of in-situ molecular modification of deep-laying heavy hydrocarbons and device for its implementation | |
| CN114876429B (en) | Method for exploiting heavy oil reservoir by utilizing shaft catalytic heat generation | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| RU2801030C2 (en) | Method for developing deposits of hard-to-recover hydrocarbons | |
| RU2726693C1 (en) | Method for increasing efficiency of hydrocarbon production from oil-kerogen-containing formations and technological complex for its implementation | |
| RU2726703C1 (en) | Method for increasing efficiency of extracting high-technology oil from petroleum-carbon-bearing formations and technological complex for implementation thereof | |
| RU2704684C1 (en) | Method for production of high-technology oil and technological complex for its implementation | |
| RU2569382C1 (en) | Downhole gas generator | |
| RU2318998C1 (en) | Viscous oil and bitumen deposit development method | |
| CN117145435A (en) | Method for in-situ directional chemical reaction oil displacement and application | |
| RU2417307C1 (en) | Procedure for initiating heat source in oil reservoir |