RU2717849C1 - Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза - Google Patents
Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза Download PDFInfo
- Publication number
- RU2717849C1 RU2717849C1 RU2019127414A RU2019127414A RU2717849C1 RU 2717849 C1 RU2717849 C1 RU 2717849C1 RU 2019127414 A RU2019127414 A RU 2019127414A RU 2019127414 A RU2019127414 A RU 2019127414A RU 2717849 C1 RU2717849 C1 RU 2717849C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- catalyst
- steam
- well
- injection
- Prior art date
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims abstract description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 65
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 53
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 11
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 title claims description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 10
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000002815 nickel Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 36
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims description 28
- -1 transition metal salt Chemical class 0.000 claims description 16
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 15
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 7
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 84
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract description 32
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 14
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 7
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000011943 nanocatalyst Substances 0.000 description 4
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 4
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012018 catalyst precursor Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004508 fractional distillation Methods 0.000 description 1
- 239000002638 heterogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011031 large-scale manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов, необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов. В способе разработки битуминозных карбонатных коллекторов в наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм опускают колонну труб с заглушенными концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта. Через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, содержащего, мас.%: органическую нефтерастворимую соль никеля 20-50; смесь алифатических и ароматических углеводородов 50-80, посредством цементировочного агрегата с использованием насосов при скорости закачки в продуктивный пласт 1-5 м3/ч. Объем закачки рассчитывают по формулам в зависимости от наличия или отсутствия данных по размерам паровой камеры. Через отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закачанного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, объем закачки растворителя рассчитывают по формуле Vp = 1,5⋅(hНКТ⋅(π⋅RНКТ 2)+(hВДП-hНКТ)⋅(π⋅RЭК 2)), где hНКТ - длина участка насосно-компрессорной трубы НКТ, по которой закачивался катализатор, м; RНКТ - радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; hВДП - длина скважины от устья до верхних дыр перфорации ВДП, м; RЭК - радиус эксплуатационной колонны. Далее закрывают скважину на срок не менее двух суток. Закачивают пар при температуре от 200 °С до 350 °С, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °С до 300 °С и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте. Скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины. 2 з.п. ф-лы, 6 ил., 4 пр.
Description
Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов тепловыми методами с использованием закачки нефтерастворимого катализатора акватермолиза, растворителя и водяного пара. При этом особенностью заявленного способа является то, что разработку пласта ведут с использованием циклической закачки, сначала закачивают нефтерастворимый катализатор акватермолиза, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля – 20-50% в составе смеси алифатических и ароматических углеводородов (в том числе алициклических углеводородов) – 50-80%, далее для вымывания из скважины остатков катализатора и доставки его (катализатора) в нефтенасыщенную зону пласта закачивают органический растворитель, состоящий из смеси алифатических и ароматических углеводородов, далее скважину выдерживают для осуществления максимально эффективной пропитки пласта катализатором и растворителем, затем закачивают пар и выдерживают для прогрева пласта, после чего начинают отбор целевой продукции. При этом обеспечивается повышение эффективности добычи тяжелых нефтей и природных битумов.
На дату подачи заявки в мире запасы традиционных легких нефтей стремительно уменьшаются из-за долговременной и широкомасштабной добычи. В связи с этим для того, чтобы снизить давление на разработку традиционных запасов нефти, необходимо эффективно разрабатывать месторождения трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов углеводородов, в первую очередь тяжелых нефтей и природных битумов, доля которых в общих запасах нефти составляет более 60%. Однако обычные методы, применяемые для добычи традиционной нефти (например, закачка воды), оказываются неприменимыми для данных объектов. Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов осложняется их высокими значениями вязкости, плотности и значительным содержанием смолисто-асфальтеновых соединений.
Из уровня техники известны методы увеличения нефтеотдачи (МУН) для повышения эффективности разработки месторождений тяжелой нефти и природных битумов, основными из которых являются методы закачки растворителя и водяного пара. Известные методы позволяют за счет разбавления (закачка растворителя) или повышения температуры (закачка пара) снизить вязкость и повысить подвижность тяжелой нефти и природных битумов в пластовых условиях, и за счет этого осуществлять промышленные процессы добычи.
Создание условий для подземного облагораживания тяжелой нефти и природных битумов (частичная переработка тяжелых фракций непосредственно в пласте) при воздействии водяным паром за счет применения катализаторов процессов акватермолиза позволит повысить рентабельность освоения месторождений тяжелой нефти и природных битумов, их транспортировки и переработки.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № CA2349234 «Способ внутрипластовой добычи битумов и тяжелой нефти за счет циклической закачки растворителя». Сущностью является способ, включающий закачку растворителя для снижения вязкости нефти, с получением при этом пластового давления, превышающего давление перехода жидкой фазы растворителя в паровую фазу. Воздействие растворителя на породу способствует расширению порового пространства, далее растворитель способен смешаться с углеводородами в условиях расширенного порового пространства, после снижения давление в пласте до давления ниже перехода жидкой фазы - пар, за счет объемного расширения паровой фазы происходит вытеснение пластовых углеводородов из коллектора и повторение этапов по мере необходимости.
Недостатком способа является то, что закачка растворителя ведется без дополнительного нагрева пласта. Это приводит к низкому охвату нефтенасыщенной зоны при воздействии растворителя. Кроме того, использование алифатических углеводородов в качестве растворителей для добычи тяжелых нефтей и природных битумов может привести к выпадению тяжелых компонентов нефти (смол и асфальтенов) и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств породы (снижение проницаемости).
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № US4469177 «Способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов». Сущностью известного технического решения является способ, заключающийся в закачке в нефтенасыщенную зону пласта комплексного растворителя, содержащего 45-60% масс. таких ароматических соединений как фенолы, карбоновые кислоты и их ангидриды, последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.
Недостатком известного технического решения является использование в составе растворителя фенола, что не соответствует требованиям экологической безопасности.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № СА2342955 «Способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов». Сущностью известного технического решения является способ закачки пара, который приводит к формированию паровой камеры, далее ведется совместная закачка растворителя на углеводородной основе и пара и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.
Недостатком известного способа является то, что не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводится только температура кипения растворителей в поверхностных условиях, также не ведется мониторинг температуры в зоне паровой камеры. Соответственно, отсутствует возможность контроля фазового состояния растворителя в пласте, что не позволяет получить максимальную эффективность от применения данного вида закачки. К другому недостатку способа можно отнести использование алифатических углеводородов в качестве растворителей. Они способны приводить к выпадению тяжелых фракций (смол и асфальтенов) при взаимодействии с тяжелыми нефтями и природными битумами.
Известен способ по патенту РФ №2455475 «Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины». Сущностью прототипа является способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки растворителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, отличающийся тем, что максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром иколонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины, растворитель и пар закачивают поочередно в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, затем начинают отбор жидкости насосом.
Недостатки известного способа:
- не происходит подземного облагораживания нефти, что снижает эффективность нефтеотдачи по сравнению с заявленным техническим решением;
- вязкость снижается обратимо (за счет нагрева и разбавления растворителем) и повышается при подъеме добываемой жидкости на поверхность;
- добываемая нефть содержит большое количество тяжелых компонентов.
Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту № RU 2475637 C2 «Способ диспергирования нанокатализаторов в нефтеносные пласты (варианты)», включающий закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт, содержащий тяжелую нефть, воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал восстановителем, установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с пластом, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал, образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте, имеющих пониженную вязкость, и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.
Недостатком известного способа является то, что он не может быть внедрен в промышленном масштабе ввиду того, что в данном способе отсутствует описание технологии воздействия паром как таковой, например циклическая закачка пара и катализатора, а также выдержка после обработки. Вместе с тем, существенным недостатком известного способа является использование нанокатализатора (имеется ввиду водная суспензия гетерогенного катализатора, который подается в пласт), при закачке которого в пласт может произойти его преждевременная агрегация и последующая адсорбция на породе, что может привести к кольматации пласта. Кроме того, использование водной суспензии нанокатализатора не обеспечит его распределение в пласте на большие площади, то есть охват будет незначительным.
Наиболее близкой по технической сущности к заявляемому техническому решению, выбранной заявителем в качестве прототипа, является статья «Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп», [С.И. Кудряшов и др. Журнал «Нефтяное хозяйство», - 2017. - № 8. - С. 30-34), сущностью является способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов путем каталитического облагораживания высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп, который включает применение нефтерастворимых прекурсоров катализаторов на основе металлов переходных групп (железо, кобальт, никель и медь) для повышения эффективности добычи тяжелой нефти на месторождении, которое разрабатывается с применением закачки пара. Исследовано паротепловое воздействие на образцы тяжелой нефти с добавками прекурсора катализатора (0,2 % по металлу) в реакторе-автоклаве при температуре 300 °С в течение 6 часов при давлении 9 МПа. Давление соответствовало давлению закачки пара на месторождении. Среди изученных переходных металлов наиболее эффективным оказался катализатор на основе никеля. Его применение совместно с паром позволяет существенно снизить вязкость нефти в лабораторных условиях. Полученные результаты свидетельствуют, что применение закачки пара с катализаторами акватермолиза позволит провести облагораживание нефти в пластовых условиях, улучшить ее реологические свойства и, как следствие, повысить текущие дебиты нефти скважин.
Недостатком описанного в прототипе способа является то, что он представляет собой теоретическое и практическое моделирование процесса интенсификации добычи нефти в условиях лаборатории с использованием реактора высокого давления, в качестве которого используется автоклав. При этом у прототипа отсутствует реально разработанная промышленная технология закачки, включающая описание методики и последовательности операций осуществления способа, а также методов, параметров и расчетов объемов закачки требуемых компонентов, и варианты интенсификации добычи при тех или иных условиях добычи с использованием имеющегося реально существующего у производственником оборудования а также отсутствие возможности экспериментирования цикличности исследования в силу того, что работы ведутся в лаборатории.
Кроме того, в условиях прототипа (условия лаборатории) отсутствует возможность получения данных в режиме реального времени об изменении вязкости, состава и иных параметров, свойственных целевому продукту при его добыче в течение продолжительного воздействия пара, растворителя и катализатора акватермолиза в соответствии с заявленным техническим решением.
Целью и техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно:
1 - разработка промышленно применимого способа активизации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти,
2 - усовершенствование технологии каталитического акватермолиза в условиях воздействия на пласт;
3 - промышленная отработка наиболее эффективных методов применения технологии каталитического акватермолиза в условиях промышленной добычи углеводородов, включающую как описание методики, так и описание последовательности операций осуществления способа в отношении компонентов их состава, их параметров и их объемных соотношений, а также методов, параметров и расчетов объемов закачки требуемых компонентов.
4 - обеспечение возможности подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов;
5 - необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов;
6 - снижение доли тяжелых фракций и увеличение доли легких фракций тяжелой нефти и природных битумов;
7 - повышение коэффициента вытеснения нефти.
Заявленное техническое решение реализовано через одиночную наклонно-направленную скважину, преимущественно через опущенную в наклонно-направленную скважину насосно-компрессорную трубу НКТ (РД 39-0147014-217-86, ТУ 14-3-1229-83). Выбор наклонно-направленной скважины обусловлен более простой технической реализацией представленного технического решения, включающая меньшее время и стоимость на бурение наклонно-направленной скважины, а также непосредственно на закачку химических реагентов, пара и отбор готовой жидкой продукции.
Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения жидкости и газа из скважин, нагнетания воды, сжатого воздуха (газа) и производства различных видов работ по текущему и капитальному ремонту скважин, при этом оборудование оснащено требуемым комплектом датчиков контроля за различными параметрами скважины, как то давления, температуры, расхода.
Сущностью заявленного технического решения является способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с применением циклической закачки пара и катализатора акватермолиза, заключающийся в том, что в пробуренную или уже эксплуатируемую наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм опускают колонну труб с заглушенными концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта; через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля – 20-50% масс., смеси алифатических и ароматических углеводородов – 50-80% масс. посредством цементировочного агрегата с использованием насосов при скорости закачки в продуктивный пласт 1-5 м3/ч; при условии наличия данных по размерам паровой камеры объем закачки рассчитывают по формуле: Vк = hпл•(π•Rпк 2)•ρп•Wб•(WМе•Mrc/MrMe)/(Wс•ρk), где hпл – высота перфорированной части ствола скважины в продуктивной зоне пласта, м; Rпк – радиус паровой камеры по горизонтали, м; ρп – плотность породы, тонн/м3; Wб – массовая доля битума или нефти в продуктивной зоне пласта; WМе – массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mrc – молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; MrMe – молекулярная масса переходного металла, г/моль; Wc – массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρк – плотность закачиваемого раствора катализатора, тонн/м3; при условии отсутствия данных по размерам паровой камеры объем закачки рассчитывают по формуле: Vк = Vн•ρб•(WМе•Mrc/MrMe)/(Wс•ρk), где Vн – объем добытого битума или нефти на предыдущем цикле закачки пара, м3; ρб – плотность битума или нефти, тонн/м3; WМе – массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mrc – молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; MrMe – молекулярная масса переходного металла, г/моль; Wc – массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρк – плотность закачиваемого раствора катализатора, тонн/м3; через отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закаченного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, объем закачки растворителя рассчитывают по формуле: Vp = 1,5• (hНКТ•(π•RНКТ 2)+(hВДП-hНКТ) •(π•RЭК 2)), где hНКТ – длина участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; RНКТ – радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; hВДП – длина скважины от устья до верхних дыр перфорации ВДП, м; RЭК – радиус эксплуатационной колонны; далее закрывают скважину на срок не менее двух суток с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанными ранее катализатором и растворителем, закачивают пар при температуре от 200 °С до 350 °С, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °С до 300 °С и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины. Способ также отличается тем, что при объемах отбора нефти ниже рентабельных, например, менее 1 % нефти на общий отбор жидкой продукции, осуществляют повторные циклы закачки пара и его выдержки в количестве не более пяти циклов. Способ также отличается тем, что повторные циклы, включающие однократную закачку и выдержку катализатора, однократную закачку органического растворителя, закачку и выдержку пара не более пяти циклов, осуществляют до достижения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта.
Таким образом, при последовательной закачке катализатора акватермолиза, растворителя и пара происходит интенсификация химических процессов, за счет которых необратимо снижается вязкость нефти, снижается доля тяжелых фракций, увеличивается доля легких фракций, повышается подвижность нефти, что в совокупности обеспечивает повышение коэффициента вытеснения нефти.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 - Фиг. 6.
На Фиг.1 представлена Таблица 1, в которой представлены геолого-физические характеристики исследованного участка карбонатного месторождения.
На Фиг.2 представлена Таблица 2, в которой представлен состав нефти в зависимости от времени воздействия раствором катализатора, а именно - насыщенные углеводороды, ароматические соединения, смолы и асфальтены (saturates, aromatics, resins, asphaltenes – SARA) (далее SARA).
На Фиг.3 представлен график 1, на котором приведены изменения вязкости нефти от времени паротеплового воздействия (далее - ПТВ).
На Фиг. 4 представлена Таблица 3, на которой приведен анализ группового состава нефти после ПТВ.
На Фиг.5 представлена диаграмма, на которой приведен анализ вязкости нефти после ПТВ в течение 5 циклов.
На Фиг.6 представлен график 2, где приведена зависимость изменения фракционного состава нефти от времени ПТВ.
Ниже приведен общий порядок действий осуществления заявленного технического решения с целью обеспечения реализации поставленных целей и заявленного технического результата:
1. Для проведения закачки используется пробуренная или уже эксплуатируемая наклонно-направленная скважина.
2. В эксплуатационную колонну диаметром не менее 168 мм опускают колонну труб с заглушенными концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта.
3. Через трубу с отверстиями производят закачку катализатора акватермолиза нефти, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля – 20-50% масс., смеси алифатических и ароматических углеводородов – 50-80% масс., при помощи агрегата (например, цементировочного агрегата с насосами для закачки ЦА-320) при скорости закачки в продуктивный пласт от 1 до 5 м3/ч. Представленный диапазон скорости закачки обусловлен тем, что скорость закачки, менее 1 м3/ч, будет предполагать увеличение времени закачки и уменьшения площади распределения катализатора, что является нецелесообразным при осуществлении способа, а увеличение скорости закачки более 5 м3/ч может привести к возрастанию давления в скважине, которое может привести к выходу из строя насоса и самой скважины.
Объем закачки рассчитывают:
- при условии наличия данных по размерам паровой камеры - по формуле (1):
Vк = hпл•(π•Rпк 2)•ρп•Wб•(WМе•Mrc/MrMe)/(Wс•ρk), (1)
где:
hпл – высота перфорированной части ствола скважины в продуктивной зоне пласта, м; Rпк – радиус паровой камеры по горизонтали, м; ρп – плотность породы, тонн/м3; Wб – массовая доля битума (или нефти) в продуктивной зоне пласта; WМе – массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mrc – молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; MrMe – молекулярная масса переходного металла, г/моль; Wc – массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρк – плотность закачиваемого раствора катализатора, тонн/м3;
- при условии отсутствия данных по размерам паровой камеры - по формуле (2):
Vк = Vн•ρб•(WМе•Mrc/MrMe)/(Wс•ρk), (2)
где:
Vн – объем добытого битума или нефти на предыдущем цикле закачки пара, м3; ρб – плотность битума или нефти, тонн/м3; WМе – массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mrc – молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; MrMe – молекулярная масса переходного металла, г/моль; Wc – массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρк – плотность закачиваемого раствора катализатора, тонн/м3.
4. Через отверстия трубы производят закачку органического растворителя для вымывания из скважины остатков катализатора и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, который (растворитель) состоит из смеси алифатических и ароматических углеводородов.
Объем закачки растворителя рассчитывают по формуле (3):
Vp = 1,5• (hНКТ•(π•RНКТ 2)+(hВДП-hНКТ) •(π•RЭК 2)), (3)
где:
hНКТ – длина участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; RНКТ – радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; hВДП – длина скважины от устья до ВДП, м; RЭК – радиус эксплуатационной колонны, м.
5. Закрывают скважину для пропитки раствором катализатора в течение не менее двух суток до начала обработки паром.
6. Закачивают пар при температуре, находящейся в интервале, например, от 200 °С до 350 °С, при давлении в пласте, например, от 3,0 МПа до 15,0 МПа (в данных диапазонах температур и давлений происходит наиболее эффективный прогрев пласта при максимально возможной площади продуктивного пласта), прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °С до 300 °С, при которых происходит образование активной форм катализатора (температуры меньше 200 оС недостаточно для образования активной формы катализатора, а увеличение температуры более 300 оС является нецелесообразным, так как увеличивается расход закачиваемого пара и соответственно стоимость реализации всего способа в целом при том, что эффективность катализатора при температуре более 300 оС может снижаться из за его (катализатора) закоксовывания, то есть закрытия активных центров катализатора коксоподобными соединениями) и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток для протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте. При этом контроль разогрева пласта осуществляют с использованием устройства измерения температуры в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках (обеспечивающих текучесть флюида) осуществляют путем изменения расхода и температуры подаваемого пара.
7. После прогрева продуктивного пласта скважину останавливают на срок, например, от не менее 5 суток до не более 14 суток, так называемый период капиллярной пропитки пласта, после чего пускают в эксплуатацию. Выбор данного временного диапазона обусловлен тем, что менее 5 суток будет недостаточно для осуществления эффективной капиллярной пропитки продуктивного пласта, а более 14 суток – нецелесообразным в аспекте долгого простоя скважины при том, что продуктивный пласт максимально возможно пропитается закаченным катализатором, растворителем и паром.
8. Производят отбор жидкой продукции из скважины.
9. При малых объемах отбора нефти, ниже рентабельных, например, менее 1% нефти на общий отбор жидкой продукции, повторяют процедуры закачки пара и его выдержки. При этом эффект от однократной закачки катализатора будет наблюдаться при последующей эксплуатации до пяти последующих циклов закачки и выдержки пара.
10. Осуществляют повторные циклы, включающие однократную закачку и выдержку катализатора в составе смеси алифатических и ароматических углеводородов, закачку органического растворителя, и многократные закачки пара (целесообразно не более пяти раз) и его выдержки до достижения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта.
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного способа для добычи углеводородных флюидов из нефтеносного пласта, смоделированного в лабораторных условиях, которые соответствуют условиям, имеющимся в пласте. В качестве пилотного объекта выбрано месторождение Бока де Харуко с карбонатным типом коллектора.
Геолого-физические характеристики месторождения Бока де Харуко представлены в Таблице 1 на Фиг.1.
Соответствие условий проведения лабораторного эксперимента параметрам пилотного месторождения позволяет получить максимально достоверную информацию по оценке эффективности заявленного технического решения.
Для оценки степени облагораживания нефти и стабильности катализатора в пластовых условиях проводились дополнительные исследования на реакторе высокого давления производства фирмы Parr Instrument (г. Молин, Иллинойс, США).
Были определены следующие показатели:
- изменение вязкости нефти от времени паротеплового воздействия - представлено в виде графика 1 на Фиг. 3,;
- степень облагораживания нескольких порций нефти на образце породы с осажденным катализатором - представлена в виде Таблицы 3 на Фиг. 4;
- изменение фракционного состава нефти от времени ПТВ - представлено в виде графика 2 на Фиг. 6;
Пример 1. Определение возможности облагораживания нефти при совместной закачке пара и катализатора и стабильности катализатора в пластовых условиях.
1. В экспериментах модельная система представляла собой смесь дезинтегрированной битуминизированной породы (92 г) и воды (9,2 г), то есть при массовом соотношении 10:1, которая подвергалась паротепловому воздействию в пластовых условиях. При этом эксперименты проводились в присутствии и отсутствии катализатора акватермолиза, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля, смеси алифатических и ароматических углеводородов.
2. Раствор катализатора вводили из расчета 4,0% масс. на массовое содержание битума в породе, которое составляет в среднем 14,51% масс.
3. Рабочее давление было на уровне 9 МПа.
4. Продолжительность эксперимента составляла 48, 72 и 96 часов
Результаты эксперимента приведены в Таблице 2 на Фиг.2.
Из данных, приведенных в Таблице 2, по результатам эксперимента можно сделать следующий вывод.
При увеличении времени паротеплового воздействия с 48 до 96 часов катализатор продолжает действовать, что подтверждается результатами группового SARA анализа, а именно:
- снижена доля тяжелых компонентов нефти (сумма асфальтенов и смол) с 51,7 % масс. до 26,26 % масс. (что в относительных процентах составляет: ((51,7 – 26,26)/51,7)• 100% = 49,2% отн.масс.)) после 48 ч паротеплового воздействия, и до 21,02 % (что в относительных процентах составляет: (51,7 – 21,02)/51,7) х 100% = 59,2% отн.масс.) после 96 ч паротеплового воздействия (см. Таблицу 2 на Фиг.2.)
- увеличена доля легких компонентов нефти (сумма насыщенных и ароматических углеводородов) с 48,3 % масс. до 73,74 % масс. (что в относительных процентах составляет: (73,74 – 48,3)/73,74)•100% = 34,5% отн.) после 48 ч паротеплового воздействия, и до 79,51 % масс. (что в относительных процентах составляет: (79,51 – 48,3)/79,51)•100% = 39,2% отн.). после 96 ч паротеплового воздействия (см. Таблицу 2 на Фиг.2.);
- при закачке пара без катализатора коэффициент вытеснения нефти составил 29,42%; при закачке пара с катализатором коэффициент вытеснения нефти составил 43,7% (см. Таблицу 2 на Фиг.2.).
При дальнейшем увеличении времени паротеплового воздействия можно ожидать еще более глубокого облагораживания смол. По мнению заявителя, асфальтены достигли максимального облагораживания при заданных условиях.
Пример 2. Определение изменения вязкости нефти в зависимости от времени паротеплового воздействия.
Вязкость определяли на системе автоматического реометра Anton Paar MCR302.
Результаты эксперимента приведены на графике 1, приведенном на Фиг. 3.
По результатам эксперимента можно сделать следующий вывод:
- увеличение времени воздействия катализатора с паром приводит к снижению вязкости нефти в 5,8 раз, со 175 Па•с до 30 Па•с.
- снижение вязкости в интервале времени воздействия 24-96 часов имеет более низкий тренд, чем в интервалах 0-24 часа и более 96 часов, поскольку в нефти остались более прочные связи, которые становится сложнее разорвать за счет паротеплового воздействия и катализатора, в силу чего воздействие в интервале менее 24 часов и более 96 часов является оптимальным, а остальные интервалы также могут быть использованы, но с меньшей эффективностью.
Пример 3. Исследование облагораживания нескольких порциях нефти на образце породы с осажденным катализатором.
Результаты исследований представлены на Фиг.4 и Фиг.5.
По результатам анализа вязкости и группового состава нефти после каждого цикла, представленным на Фиг.4 и Фиг.5, можно сделать вывод, что использование заявленного способа для разработки именно карбонатных коллекторов имеет ряд преимуществ по сравнению с прототипом, которые (преимущества) заключаются в следующем:
- в заявленном способе адсорбция катализатора составляет не менее 70% на карбонатной породе, то есть большая часть катализатора остается в пласте;
- в заявленном способе происходит эффективное облагораживание свежих порций нефти за счет адсорбированных частиц катализатора при поддержании высокой температуры в зоне реакций (активность начинает снижаться только на 5 цикле ПТВ), что подтверждается данными группового анализа нефти и вязкости.
Так, состав начальной нефти после одного цикла паротепловой обработки:
- насыщенные углеводороды - 25,08 % масс.;
- ароматические углеводороды – 42,06% масс.;
- смолы – 21,04% масс.;
- асфальтены – 11,82% масс.
Состав нефти при стабильной работе катализатора в течение трех циклов паротепловой обработки:
- насыщенные углеводороды – 33,33% масс.;
- ароматические углеводороды – 34,72% масс.;
- смолы – 21,71% масс.;
- асфальтены – 10,24% масс.
Состав нефти при снижении активности катализатора на 50 % после пятого цикла паротепловой обработки:
- насыщенные углеводороды – 21,23% масс.;
- ароматические углеводороды – 35,95 -% масс.;
- смолы – 28,51% масс.;
- асфальтены – 14,31% масс.
Пример 4. Проведение исследования по изменению фракционного состава нефти от времени ПТВ.
Фракционную разгонку выполняли по ГОСТ 2177-97 (метод Б).
Результаты исследования представлены на Фиг.6.
По результатам эксперимента можно сделать следующий вывод:
- температура начала кипения снижена на 17 °С, что свидетельствует об уменьшении молекулярной массы и о снижении вязкости за счёт разрыва связей углерод-гетероатом (сера, кислород, азот).
- содержание наиболее легкой фракции (начало кипения – плюс 250 °С) увеличено в 17 раз (с 0,15 до 2,6% масс.);
- содержание легкой фракции 250-300 °С увеличено более, чем в два раза (с 4,73 до 10,28% масс.).
Основываясь на изложенных выше результатах, возможно констатировать, что заявленный способ позволяет достичь поставленные цели и заявленный технический результат, а именно:
1 - разработан промышленно применимый способ интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов нефти за счет закачки катализатора акватермолиза, растворителя и пара через наклонно-направленную скважину, преимущественно через опущенную в наклонно-направленную скважину насосно-компрессорную трубу.
2 - усовершенствована технология каталитического акватермолиза в условиях воздействия на пласт за счет оптимальной последовательной закачки катализатора, растворителя и затем пара;
3 - разработан способ промышленной отработки наиболее эффективного метода использования технологии каталитического акватермолиза в условиях промышленной добычи углеводородов, включающий последовательность операций осуществления способа в отношении компонентов их состава, их параметров и их объемных соотношений, а также методов, параметров и расчетов объемов закачки требуемых компонентов, которая заключается в последовательной закачке катализатора и растворителя, выдержки, затем закачки пара до 5 циклов, отбора флюида, и при необходимости повторения всего цикла закачки катализатора, растворителя, пара до достижения максимального коэффициента извлечения нефти;
4 - обеспечена возможность подземного облагораживания нефти с целью повышения эффективности нефтеотдачи карбонатных коллекторов за счет снижения вязкости и содержания тяжелых компонентов нефтей;
5 - обеспечено необратимое снижение вязкости тяжелой нефти и природных битумов, использование воздействия катализатора с паром приводит к снижению вязкости нефти в 5,8 раз, со 175 Па•с до 30 Па•с;
6 - достигнуто снижение доли тяжелых фракций – сумма смол и асфальтенов (с 51,7 % масс. до 26,26% масс.) и увеличение доли легких фракций – сумма насыщенных и ароматических углеводородов (с 48,3 % масс. до 73,74 % масс.) тяжелой нефти;
7 - достигнуто повышение коэффициента вытеснения нефти с введением катализатора на 32,7 % по сравнению с базовой закачкой пара без катализатора (с 29,42% до 43,7%).
Таким образом, заявленный способ обеспечивает повышение флюидоотдачи - эффективности и результативности процесса вытеснения высоковязких флюидов, например - тяжелых нефтей и природных битумов.
Представленные примеры осуществления заявленного технического решения показывают эффективность его использования на разведанных и на эксплуатируемых месторождениях углеводородного сырья, в том числе на месторождениях, которые ранее не использовались по причине высокой стоимости извлечения вязкого флюида и низкой рентабельности.
В настоящее время использование заявленного технического решения обеспечивает возможность повышения эффективности разработки вследствие достижения более высокого коэффициента вытеснения и облагораживания нефти в пластовых условиях не только на ранее используемых, но и на вновь разрабатываемых месторождениях тяжелой нефти и природных битумов.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, приведенных в независимом пункте формулы, обеспечивающих достижение заявленных результатов.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как, по мнению заявителя, разработан принципиально новый способ циклической обработки скважин с последовательной закачкой нефтерастворимого катализатора акватермолиза, растворителя и пара, что обеспечивает значительное превосходство заявленного технического решения над известными способами на дату представления заявленного технического решения.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, так как его можно реализовать в промышленном производстве для добычи тяжелой нефти и природных битумов с использованием стандартного оборудования, известных средств и материалов.
Claims (3)
1. Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с применением циклической закачки пара и катализатора акватермолиза, заключающийся в том, что в пробуренную или уже эксплуатируемую наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта; через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, который состоит из органической нефтерастворимой соли никеля 20-50 мас.%, смеси алифатических и ароматических углеводородов 50-80 мас.%, посредством цементировочного агрегата с использованием насосов при скорости закачки в продуктивный пласт 1-5 м3/ч; при условии наличия данных по размерам паровой камеры объем закачки рассчитывают по формуле Vк = hпл⋅(π⋅Rпк 2)⋅ρп⋅Wб⋅(WМе⋅Mrc/MrMe)/(Wс⋅ρk), где hпл - высота перфорированной части ствола скважины в продуктивной зоне пласта, м; Rпк - радиус паровой камеры по горизонтали, м; ρп – плотность породы, т/м3; Wб - массовая доля битума или нефти в продуктивной зоне пласта; WМе - массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mrc - молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; MrMe - молекулярная масса переходного металла, г/моль; Wc - массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρк - плотность закачиваемого раствора катализатора, т/м3; при условии отсутствия данных по размерам паровой камеры объем закачки рассчитывают по формуле Vк = Vн⋅ρб⋅(WМе⋅Mrc/MrMe)/(Wс⋅ρk), где Vн - объем добытого битума или нефти на предыдущем цикле закачки пара, м3; ρб - плотность битума или нефти, тонн/м3; WМе - массовая доля переходного металла по отношению к массе битума или нефти, проявляющая оптимальную каталитическую эффективность; Mrc - молекулярная масса органической нефтерастворимой соли переходного металла, г/моль; MrMe - молекулярная масса переходного металла, г/моль; Wc - массовая доля органической нефтерастворимой соли переходного металла в закачиваемом растворе; ρк - плотность закачиваемого раствора катализатора, т/м3; через отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закачанного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта, объем закачки растворителя рассчитывают по формуле: Vp = 1,5⋅(hНКТ⋅(π⋅RНКТ 2)+(hВДП-hНКТ)⋅(π⋅RЭК 2)), где hНКТ - длина участка насосно-компрессорной трубы НКТ, по которой закачивался катализатор, м; RНКТ - радиус участка НКТ, по которой закачивался катализатор, м; hВДП - длина скважины от устья до верхних дыр перфорации ВДП, м; RЭК - радиус эксплуатационной колонны; далее закрывают скважину на срок не менее двух суток с возможностью обеспечения максимально эффективной пропитки продуктивного пласта закачанными ранее катализатором и растворителем, закачивают пар при температуре от 200 °С до 350 °С, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °С до 300 °С и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте, скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при объемах отбора нефти ниже рентабельных, например менее 1 % нефти на общий отбор жидкой продукции, осуществляют повторные циклы закачки пара и его выдержки в количестве не более пяти циклов.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что повторные циклы, включающие однократную закачку и выдержку катализатора и органического растворителя, закачку и выдержку пара не более пяти циклов, осуществляют до достижения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127414A RU2717849C1 (ru) | 2019-08-30 | 2019-08-30 | Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127414A RU2717849C1 (ru) | 2019-08-30 | 2019-08-30 | Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2717849C1 true RU2717849C1 (ru) | 2020-03-26 |
Family
ID=69943343
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019127414A RU2717849C1 (ru) | 2019-08-30 | 2019-08-30 | Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2717849C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2780172C1 (ru) * | 2021-06-16 | 2022-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475637C2 (ru) * | 2007-01-18 | 2013-02-20 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Способ диспергирования нанокатализаторов в нефтеносные пласты (варианты) |
| WO2015059026A2 (en) * | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions |
| US20160024374A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Ferrofluids absorbed on graphene/graphene oxide for eor |
| RU2671880C1 (ru) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
-
2019
- 2019-08-30 RU RU2019127414A patent/RU2717849C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475637C2 (ru) * | 2007-01-18 | 2013-02-20 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Способ диспергирования нанокатализаторов в нефтеносные пласты (варианты) |
| WO2015059026A2 (en) * | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions |
| US20160024374A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Baker Hughes Incorporated | Ferrofluids absorbed on graphene/graphene oxide for eor |
| RU2671880C1 (ru) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| АБДЕЛСАЛЯМ Я.И.И. и др. Особенности катализаторов процесса акватермолиза высоковязкой тяжелой нефти, "Вестник технологического университета", 2015, т. 18, N 17, с. 37-42. * |
| КУДРЯШОВ С.И. и др. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп, "Нефтяное хозяйство", 2017, N 8, с. 30-34. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2780172C1 (ru) * | 2021-06-16 | 2022-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума |
| RU2786927C1 (ru) * | 2021-10-20 | 2022-12-26 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов, обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1060326B1 (en) | Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process | |
| RU2671880C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| 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 | |
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| US20060162923A1 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using incremental fracturing | |
| US3978925A (en) | Method for recovery of bitumens from tar sands | |
| CA3022404C (en) | Moving injection gravity drainage for heavy oil recovery | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CA2867873A1 (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| RU2399754C1 (ru) | Способ добычи тяжелой или битуминозной нефти | |
| RU2429346C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения | |
| Turta | In situ combustion | |
| RU2717849C1 (ru) | Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза | |
| RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2597040C1 (ru) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов | |
| RU2706154C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| WO2016139498A2 (en) | Method for operating a carbonate reservoir | |
| US11441396B1 (en) | Sand consolidation for subterranean sand formations | |
| Valleroy et al. | Deerfield pilot test of recovery by steam drive | |
| RU2722895C1 (ru) | Способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2741644C1 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2728002C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума | |
| RU2663530C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| US4046195A (en) | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands | |
| RU2780172C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума |