WO2014175758A1 - Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах - Google Patents

Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах Download PDF

Info

Publication number
WO2014175758A1
WO2014175758A1 PCT/RU2013/000344 RU2013000344W WO2014175758A1 WO 2014175758 A1 WO2014175758 A1 WO 2014175758A1 RU 2013000344 W RU2013000344 W RU 2013000344W WO 2014175758 A1 WO2014175758 A1 WO 2014175758A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas
oil
formation
fields
development
Prior art date
Application number
PCT/RU2013/000344
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Сумбат Набиевич ЗАКИРОВ
Эрнест Сумбатович ЗАКИРОВ
Азарий Александрович БАРЕНБАУМ
Александр Дмитриевич ЛЫСЕНКО
Дмитрий Сергеевич КЛИМОВ
Александр Владимирович ОРЕШЕНКОВ
Original Assignee
Zakirov Sumbat Nabievich
Zakirov Ernest Sumbatovich
Barenbaum Azary Aleksandrovich
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Zakirov Sumbat Nabievich, Zakirov Ernest Sumbatovich, Barenbaum Azary Aleksandrovich filed Critical Zakirov Sumbat Nabievich
Priority to PCT/RU2013/000344 priority Critical patent/WO2014175758A1/ru
Priority to RU2014116049/03A priority patent/RU2590916C1/ru
Publication of WO2014175758A1 publication Critical patent/WO2014175758A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water

Definitions

  • Estimated invention relates to oil and gas industry, namely to methods for the development of oil and gas deposits in low permeability formations based on utilization of C0 2.
  • gas fields As for gas fields, they are all developed without maintaining reservoir pressure due to the elastic expansion of gas in the reservoir under high pressure. The exception is gas condensate deposits, in which not only ethane, propane and butane are dissolved in the gas, but also C 5+ components in one or another quantity. With a high C 5+ content, sometimes dry (C 5+ free) gas has to be pumped back into the formation to prevent condensation from forming in the formation, which will be lost when the formation pressure decreases.
  • the depletion mode is usually characterized by the minimum values of the coefficients of oil, gas and condensate recovery.
  • the purpose of the present invention is to justify a universal and multifunctional method for developing problematic oil and gas fields with low permeability formations based on the mechanism of formation of these hydrocarbons (HC), as well as hydrogen [8] and described hereinafter, identified by the authors.
  • the proposed development method includes drilling production horizontal wells and reusable hydraulic fracturing in them, characterized in that the production well system is supplemented by a system of horizontal injection wells with multiple hydraulic fracturing in them; they maintain reservoir pressure by injecting carbon dioxide into the reservoir, which allows maintaining high current flow rates of oil, gas, and condensate wells, as well as achieving high final values of oil, gas and condensate recovery coefficients in oil, gas, and gas condensate fields; which complements the possible effectiveness of such a development method based on natural geosynthesis revealed in laboratory experiments, characterized by the formation of hydrogen under formation conditions, as well as gaseous and liquid hydrocarbons in the interaction of carbon dioxide with residual water in the presence of natural catalysts; as a result, there is a synergistic effect of increasing the efficiency of developing oil, gas and gas condensate fields both by maintaining reservoir pressure and by additionally extracting from the low-permeable formations the generated hydrogen, gaseous and liquid hydrocarbons; which turns the proposed development method,
  • portioned water is injected in order to equalize the injectivity profile in them.
  • the source of CO 2 uses emissions from compressor and pumping units, in gas and oil refineries, thermal power plants and other industrial facilities, characterized by an additional effect of environmental protection.
  • the proposed method is also characterized in that water can be injected into the formation in order to equalize the injectivity profile in injection wells with significant layered heterogeneity of the formation in terms of reservoir properties (primarily in permeability), and also in that C0 2 is a source use its emissions at gas and oil refineries, from compressor and pumping units, at thermal power plants and other industrial facilities.
  • the initial scientific background of the invention is based on the biosphere concept of oil and gas formation [9].
  • ⁇ 2 0 decompose in the rocks of the sedimentary cover of the earth's crust with the formation of hydrocarbon gas and oil series, as well as hydrogen based on polycondensation synthesis.
  • accumulations of oil and gas in the earth's crust are formed as a result of two main processes:
  • the first process is responsible for the presence of complex hydrocarbon compounds (biomarkers) in oil related to the organic matter from which they originated. And the second leads to the formation of normal alkanes, isoalkanes, alkanols and other relatively simple structured hydrocarbons that make up the bulk of the oil.
  • hydrocarbons formed can undergo biodegradation and change during underground migration, both along the path to geological traps and within the fields.
  • the share of hydrocarbon polycondensation synthesis in oil and gas fields on the continents is estimated at 80 - 90% [9].
  • FIG. 1 The laboratory setup diagram implemented by the authors is shown in FIG. 1. Symbols are also indicated there. The purpose of the individual installation nodes is as follows.
  • a cylinder with argon 2 was used to purge the supply hoses, reaction column, mixer, tanks 5 and 6, as well as other procedures.
  • Capacity 3 is a metal cylinder mixer for producing carbonated water, its volume is 25 liters. Before starting the experiments, the mixer 3 was filled with water. After filling mixer 3, a certain amount of water was removed from it by gravity in order to create a free volume for carbon dioxide. From cylinder 1 poda- wali C0 2, which is bubbled through the water in the mixer 3. The supply of C0 2 was carried out to create a desired pressure mixer 3. In various experiments, the process of saturation of water in mixer 3 was assigned from tens of minutes to several hours.
  • Reactor 4 was made in two versions. In both cases, it was a plastic pipe. In the first embodiment, its height was 1 m with an internal diameter of 19 mm. In the second embodiment, the height of the reactor was 0.5 m with an inner diameter of 32 mm.
  • the hollow space in the reactor was filled with a rock model, in particular, shale or iron dioxide, but more often with ST grade iron chips.
  • the choice, in particular, of iron as a catalyst is due to the fact that the well-known Fischer-Tropsch synthesis was implemented on iron-containing catalysts, as well as with its presence in rocks.
  • Capacity 5 a bottle of Wolfe, served as a separator. Here, the gaseous reaction products were separated from carbonated water.
  • the absorption capacity was 6 to a weak alkaline solution in experiments unreacted C0 2.
  • a gas analyzer 7 a Chromoplast-001 chromatograph was used, used in field conditions for the express analysis of natural gases.
  • control valves 8, pressure gauges 9 and inlet tubes does not need special explanations.
  • the setup scheme also made it possible to analyze the composition of the gas directly from the separator 5.
  • the stationary mode in the experiments was as follows. Carbonated water was pumped into reactor 4 at a predetermined pressure. After that, the valves at the inlet and outlet of the reactor 4 were closed. Next, we measured the pressure in the reactor 4 in time. After completion of the experiment, the gaseous reaction products from reactor 4 were likewise subjected to chromatographic analysis.
  • FIG. Figure 2 shows a general view of the laboratory setup in kind.
  • FIG. Figure 3 shows a chromatogram for one of the dynamic experiments. Peaks of hydrogen, methane and isopentane are clearly visible on the chromatogram.
  • core analyzes are carried out to determine the amount and composition of residual water in the cores, and most importantly, the core composition is determined to identify natural catalysts.
  • Oil or gas is produced from production wells, and carbon dioxide is pumped into injection wells.
  • areal systems in particular, five-point systems for the placement of horizontal production and injection wells, deserve the most preference when developing fields with low-permeability formations. Therefore, using five-point systems as an example, we show the effectiveness of the proposed development method for deposits of various types.
  • FIG. 5 One of the regular elements of the overall well placement system in the production area is shown in FIG. 5.
  • Option I explores the effectiveness of developing one regular element of a gas field. Then all the wells in the development element shown in FIG. 5 are extractive. The area dimensions of the development element are 1000x 1000 m. Then, the methane gas reserves reduced to standard conditions (1 atm and 20 ° C) are 308.6 million m 3 . In this case, the permeability is 0.1 ppm. The total number of wells is 2 (1 whole well in the center and 4 quarters in the corners of the element). All quarters of wells are operated with an initial production rate of 12.5 thousand m 3 / day, and the central one with a production rate of 50 thousand m 3 / day. After reducing the bottomhole pressure to 30 bar, it is maintained unchanged. Well operation is completed when the well production rate decreases to 1 thousand m / day.
  • option I is characterized by low gas production efficiency. Therefore, in the next version we are considering an unconventional version - the option with maintaining reservoir pressure (RPM).
  • RPM reservoir pressure
  • Variant P Here, four quarters of horizontal shafts are producing, and the central well is injection. That is, in this embodiment, we have one whole production well and one whole injection well. This means that the total number of wells, as in option I, is two.
  • Carbon dioxide is pumped into the injection well for RPM and displacement of formation gas to the bottom of production wells at a bottomhole pressure of 300 atm, unchanged in time.
  • the remaining provisions and initial data are as in option I.
  • Option I is characterized by a sharp decrease in the time of gas production from the element as a whole. This leads to the fact that the end of development falls on 13 years.
  • option II one production well is operated and its gas production rate is significantly higher than the production rate of one well in option I. That is, when visually comparing the production rates of one production well in options I and II, the corresponding dependence in FIG. 6 for option I should be reduced by 2 times at each moment of time. Since this dependence refers to the element as a whole. That is, the production pressure favorably affects the size and dynamics of the flow rate of the only producing well in option II.
  • Gas condensate field Conventional gas condensate fields can conditionally be divided into two categories.
  • CGF condensate-gas factor
  • BPM in the first category of fields with low permeability formations will prevent condensation in the formation. Otherwise, as the theory and practice of developing gas condensate fields in the mode of depletion of energy show, there will be lower gas production rates, gas losses in the formation, and a decrease in the coefficient of gas recovery [6].
  • RPM is all the more necessary and expedient in comparison with the first.
  • PPD usually the costs of PPD already pay off even with income from additional condensate production.
  • PDP it is unconventional, as gazokonden- condensate fields with re-cycling process C0 2 never pumped in.
  • unconventional BPM of the considered categories of gas condensate fields with low permeability formations is even more attractive than for gas fields with low permeability formations.
  • Oil deposit The following conditions are common for the development options under study.
  • the size in terms of the development element is 400x400 m.
  • the permeability of the formation is 0.3 ppm.
  • the volumetric oil coefficient is 1.6.
  • the initial flow rate of quarters of the wells for oil is 8.7 m / day, intact in the middle - 31.4 m / day.
  • the bottomhole pressure in the injection well is constant and equal to 300 atm.
  • the operation of production wells is stopped when the oil production rate is reduced to 1 m / day (per whole well).
  • Relative phase permeabilities are assumed to be diagonal due to the high solubility of carbon dioxide in oil.
  • the model of degassed oil and dry gas was adopted as the calculation model. Oil reserves in the reservoir are 201 thousand m.
  • Option I This is a basic option, which, due to the factors noted earlier, can be considered as traditional. In this embodiment, all wells (one whole and four quarters) are production wells.
  • the RPM is based on the injection of carbon dioxide into the injection well.
  • Option III This option considers PPD by injecting water into an injection well. It is assumed that the injected water does not react with clay components, or they are absent in the reservoir.
  • a portioned injection of water can be used to even out the injectivity profile in injection wells. In this case, it becomes a useful agent from a negative working agent. Since penetrating the seam with increased permeability, it will block further flow of C0 2 in such a seam. A possible swelling clay components will further reduce the permeability for C0 2 injected.
  • the proposed technology for the development of oil fields with low permeability formations is distinguished by the advantages that were previously noted in relation to gas and gas condensate fields.
  • the proposed development method is high technology. That is, it needs additional laboratory and field studies of cores and reservoirs in order to identify the values of the residual water saturation coefficients, to obtain the parameters necessary for 3D computer modeling and closing relationships, to improve the methods of field geophysics, to build reliable 3D hydrodynamic models of the reservoirs etc.
  • the versatility of the proposed invention consists in the fact that, in addition to protecting the environment, it also solves the problem of protecting the subsoil.
  • hydrogen is an all-pervading gas. So not every tire over the reservoir can serve as a shield for it. That is why not only hydrogen, but also hydrocarbon gases come from the bowels of the Earth to its surface and, accordingly, to the atmosphere [13]. In addition, it is no secret that many oil and gas wells are leaky. From the point of view of super-mobile hydrogen, the system of field equipment at oil and gas fields is also not tight.
  • C0 2 in the development of conventional oil fields in Russia hampered by the lack of sources of C0 2. Whereas in the USA the presence of C0 2 deposits contributed to a fairly wide application download carbonated water and goal-oriented layers. Also in U.S. C0 2 is removed from the gas emissions of oil refineries and petrochemical plants. Therefore, there exists an extensive network of pipelines for the delivery of C0 2 in the oil fields. The length of some of them reaches 2 thousand km.
  • C0 2 is a single agent for working all types of deposits.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Целью предполагаемого изобретения является повышение эффективности разработки месторождений природ- ных углеводородов с низкопроницаемыми пластами. Указанный результат достигают бурением добывающих горизонтальных скважин и проведением в них многоразовых гидроразрывов пласта. При этом систему добывающих скважин дополняют системой нагнетательных горизонтальных скважин с многоразовыми в них гидроразрывами пласта; реализуют поддержание пластового давления на основе закачки в пласт диоксида углерода, позволяющего поддерживать высокие текущие дебиты скважин по нефти, газу, конденсату, а также достигать высокие конечные значения коэффициентов нефте-,газо- и конденсатоотдачи в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях; что дополняет возможную эффективность такого способа разработки на основе выявленного в лабораторных экспериментах природного геосинтеза, характеризующегося образованием в пластовых условиях водорода, а также газообразных и жидких углеводородов при взаимодействии диоксида углерода с остаточной водой в присутствии природных катализаторов; в результате чего имеет место синергетический эффект повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений как за счет поддержания пластового давления, так и дополнительного, попутного извлечения из низкопроницаемых пластов образующихся водорода, газообразных и жидких углеводородов; что превращает предлагаемый способ разработки, с одной стороны, в универсальный (применимый к месторождениям разного типа) способ, а с другой стороны - в многофункциональный способ разработки (позволяющий извлекать не только находящиеся в пласте углеводороды, но и генерируемые при закачке СО2 водорода, газообразных и жидких углеводородов).

Description

Способ разработки месторождений природных углеводородов
в низкопроницаемых пластах
Предполагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, а именно к способам разработки месторождений нефти и газа в низкопроницаемых пластах на основе утилизации С02.
В связи со значительным исчерпанием запасов нефти и газа в продуктивных пластах с хорошими коллекторскими свойствами, нефтяная и газовая отрасли промышленности выну- ждены приступить к освоению запасов нефти и газа в месторождениях с низкопроницаемы- ми пластами. Известно, что наиболее значимым из свойств продуктивных пластов является коэффициент проницаемости. Именно от значений коэффициента проницаемости пласта за- висят дебиты скважин по нефти, газу, конденсату и другие показатели разработки.
До недавнего времени пласты с проницаемостью 1 миллидарси (мд) и более не рас- сматривались в качестве рентабельных объектов разработки. Сегодня ситуация изменилась. Так в США стали успешно разрабатывать месторождения нефти и газа со сланцевыми, низ- копроницаемыми пластами. В таких пластах проницаемость около или заметно ниже 1 мд. Добыча сланцевой нефти и сланцевого газа начинает развиваться и в других регионах.
В России приступают к освоению запасов нефти в отложениях баженовской свиты, в нижнемеловых и ачимовских отложениях. Их пласты также относят к низкопроницаемым.
Большинство нефтяных месторождений разрабатывают с поддержанием пластового давления на основе закачки в пласт, в основном, воды [1-3]. Реже закачивают в продуктив- ный пласт тот или иной газ, преимущественно одновременно с водой [4, 5]. Существуют раз- ные тепловые способы извлечения из пласта сильно вязких нефтей. Однако они не актуальны к рассматриваемому типу месторождений. Ибо в числе рассматриваемых авторами проблем- ных месторождений нефтяные обладают маловязкими нефтями. Таким образом, в большинстве известных аналогах способы разработки традицион- ных нефтяных месторождений основаны на закачке в пласт воды. Эти способы не примени- мы к месторождениям с низкопроницаемыми пластами. Это связано с тем, что в таких пла- стах присутствуют глинистые включения, которые могут разбухать при контакте с закачи- ваемой водой. В результате приемистость нагнетательных скважин стремится к нулю. Кроме того, для низкопроницаемых пластов вязкость воды уже является большой, то есть приеми- стость нагнетательных скважин оказывается недопустимо низкой.
Менее распространенными являются способы разработки нефтяных месторождений на основе закачки в пласт природного газа, С02, или азота, извлекаемого из атмосферы. Эти способы также малопригодны для месторождений с низкопроницаемыми пластами, так как способы закачки газа всегда нуждаются в закачке в пласт тех или иных объемов воды. Кроме того, эти способы являются капиталоемкими.
Что касается газовых месторождений, то они все разрабатываются без поддержания пластового давления за счет упругого расширения газа, находящегося в пласте под большим давлением. Исключение составляют газоконденсатные месторождения, у которых в газе рас- творены не только этан, пропан и бутан, но и компоненты С5+ в том или ином количестве. При большом содержании С5+ иногда приходится обратно закачивать в пласт сухой (свобод- ный от С5+) газ, чтобы предотвратить выпадение в пласте конденсата, который потеряется при снижении пластового давления.
Применяемый при разработке газоконденсатных месторождений способ-аналог, на- зываемый сайклинг-процессом [1, 6], не привлекателен для месторождений со сланцевым га- зом. Это связано с тем, что в сланцевом газе или мало, или совсем нет компонентов С5+, ко- торые могли бы оправдать затраты на обратную закачку сухого газа. Тем более что тогда имела бы место и временная консервация до 10 или более лет запасов сухого (коммерческо- го) газа.
Среди способов-прототипов, применяемых при разработке традиционных нефтяных месторождений, наиболее близким является способ закачки через нагнетательные скважины в пласт С02 в составе карбонизированной воды [4, 5]. Данный способ разработки, как следу- ет из ранее сказанного, также не применим к месторождениям с низкопроницаемыми пла- стами по причине разбухания глинистых включений и низкой приемистости нагнетательных скважин по воде. Аналогично не пригоден способ вытеснения нефти оторочкой С02, протал- киваемой к добывающим скважинам водой.
Другими словами, для месторождений нефти и газа с низкопроницаемыми пластами наиболее реальным способом их разработки является режим истощения пластовой энергии. Однако, известно, что режим истощения обычно характеризуется минимальными значения- ми коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотдачи.
Согласно обзорной статье [7], в настоящее время разработку месторождений газа и нефти в низкопроницаемых пластах осуществляют в режиме истощения пластовой энергии при реализации в добывающих скважинах многостадийных гидроразрывов пласта с различ- ными их модификациями.
Цель настоящего изобретения заключается в обосновании универсального и много- функционального способа разработки проблемных месторождений нефти и газа с низкопро- ницаемыми пластами на основе выявленного авторами механизма образования этих углево- дородов (УВ), а также водорода [8] и излагаемого в дальнейшем.
Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ разработки включает бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидрораз- рывов пласта, отличающийся тем, что систему добывающих скважин дополняют системой нагнетательных горизонтальных скважин с многоразовыми в них гидроразрывами пласта; реализуют поддержание пластового давления на основе закачки в пласт диоксида углерода, позволяющего поддерживать высокие текущие дебиты скважин по нефти, газу, конденсату, а также достигать высокие конечные значения коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотда- чи в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях; что дополняет возможную эффективность такого способа разработки на основе выявленного в лабораторных экспери- ментах природного геосинтеза, характеризующегося образованием в пластовых условиях во- дорода, а также газообразных и жидких углеводородов при взаимодействии диоксида угле- рода с остаточной водой в присутствии природных катализаторов; в результате чего имеет место синергетический эффект повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений как за счет поддержания пластового давления, так и до- полнительного, попутного извлечения из низкопроницаемых пластов образующихся водоро- да, газообразных и жидких углеводородов; что превращает предлагаемый способ разработки, с одной стороны, в универсальный (применимый к месторождениям разного типа) способ, а с другой стороны - в многофункциональный способ разработки (позволяющий извлекать не только находящиеся в пласте углеводороды, но и генерируемые при закачке С02 водорода, газообразных и жидких углеводородов).
А также способ, отличающийся тем, что в случае слоистой неоднородности коллек- торских свойств пласта в нагнетательные скважины осуществляют порционные закачки воды с целью выравнивания в них профиля приемистости.
А также способ, отличающийся тем, что в качестве источника С02 используют вы- бросы от компрессорных и насосных агрегатов, на газо- и нефтеперерабатывающих заводах, теплоэлектростанциях и других промышленных объектах, характеризующийся дополнитель- ным эффектом от охраны Окружающей среды.
Предлагаемый способ отличается также тем, что воду можно закачивать в пласт с це- лью выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах при значительной слоистой неоднородности пласта по коллекторским свойствам (прежде всего, по проницае- мости), а также тем, что в качестве источника С02 используют его выбросы на газо- и нефте- перерабатывающих заводах, из компрессорных и насосных агрегатов, на теплоэлектростан- циях и других промышленных объектах.
Базисные основы предполагаемого изобретения
Исходные научные предпосылки изобретения основаны на биосферной концепции нефтегазообразования [9]. В соответствии с этой концепцией, при геохимическом кругово- роте через поверхность нашей планеты углерода (в форме С02, растворенного в воде) в по- родах осадочного чехла земной коры происходит разложение значительных количеств Н20 с образованием УВ газонефтяного ряда, а также водорода на основе поликонденсационного синтеза. Вследствие чего скопления нефти и газа в земной коре образуются в результате двух основных процессов:
• экстракции подземными флюидами преобразованного в катагенезисе и диагенези- се органического вещества осадочных пород и
• поликонденсационных реакций синтеза углеводородов из С02 и Н20 с участием катализаторов, входящих в состав пород.
Первый процесс отвечает за наличие в нефти сложных углеводородных соединений (биомаркеров), родственных органическому веществу, из которых они произошли. А второй приводит к образованию нормальных алканов, изоалканов, алканолов и других сравнительно просто структурированных УВ, составляющих основную массу нефти.
В дальнейшем образовавшиеся углеводороды могут испытывать биодеградацию и из- меняться при подземной миграции, как по пути к геологическим ловушкам, так и в пределах месторождений. Доля УВ поликонденсационного синтеза в месторождениях нефти и газа на континентах оценивается в 80 - 90% [9].
В результате участия в нефтегазообразовании метеогенных вод (воды с растворенным С02) с циклом круговорота около 40 лет, на некоторых разрабатываемых месторождениях наблюдают восполнение запасов УВ в залежах. Такие факты имеют место на Ромашкинском нефтяном месторождении [7, 8], Шебелинском газоконденсатном [9] и на других месторож- дениях.
Происходящий в природных условиях процесс разложения воды, приводящий к обра- зованию водорода и УВ, авторы изучали в специальных лабораторных экспериментах. Основополагающие лабораторные эксперименты
Реализованная авторами схема лабораторной установки приведена на фиг. 1. Там же указаны условные обозначения. Назначение отдельных узлов установки следующее.
В качестве источника диоксида углерода использован обычный бытовой баллон 1, за- правленный С02, с возможностью создания требуемого давления для получения в смесителе 3 рабочего агента— карбонизированной воды. Получаемая вода принята за модель метеоген- ной воды. В качестве исходной чаще всего использована артезианская (колодезная) вода, в отдельных экспериментах - дистиллированная вода.
Баллон с аргоном 2 в ряде экспериментов использован для продувки подводящих шлангов, реакционной колонки, смесителя, емкостей 5 и 6, а также иных процедур.
Емкость 3 представляет собой металлический баллон-смеситель для получения кар- бонизированной воды, ее объем - 25 литров. Перед началом экспериментов смеситель 3 за- полняли водой. После наполнения смесителя 3 из него самотеком удалялось некоторое коли- чество воды с целью создания свободного объема для диоксида углерода. Из баллона 1 пода- вали С02, который барботировал через слой воды в смесителе 3. Подачу С02 проводили до создания в смесителе 3 требуемого давления. В разных опытах на процесс насыщения воды в смесителе 3 отводили от десятков минут до нескольких часов.
Реактор 4 был выполнен в двух вариантах. В обоих случаях он представлял собой пластиковую трубу. В первом варианте его высота составляла 1 м при внутреннем диаметре 19 мм. Во втором варианте высота реактора равнялась 0,5 м при внутреннем диаметре 32 мм. Полое пространство в реакторе до начала эксперимента заполняли моделью горной породы, в частности, сланца или двуокисью железа, но чаще - железной стружкой марки СТ.З Выбор, в частности, железа в качестве катализатора связан с тем, что известный синтез Фишера- Тропша обьино реализовывали на железосодержащих катализаторах, а также с присутствием его в горных породах.
Емкость 5, бутыль Вульфа, служила в качестве сепаратора. Здесь отделялись газооб- разные продукты реакции от карбонизированной воды.
В емкости 6 находился слабый раствор щелочи для поглощения непрореагировавшего в экспериментах С02. В качестве газоанализатора 7 использовали хроматограф «Хромопласт - 001», применяемый в промысловых условиях для экспресс-анализа природных газов.
Назначение регулирующих вентилей 8, манометров 9 и подводящих трубок в особых пояснениях не нуждается.
Эксперименты выполняли в двух режимах:
• динамическом, с реактором первого варианта,
• стационарном, с реактором второго варианта. В динамическом режиме карбонизированную воду из смесителя 3 непрерывно прока- чивали через реактор 4, за счет давления в газовой шапке смесителя, поддерживаемым за- данным давлением на редукторе баллона 1.
После реактора 4 карбонизированная вода с продуктами реакции поступала в сепара- тор 5. Откуда газообразные продукты направлялись в емкость 6 со слабым раствором щело- чи, удалявшим большую часть непрореагировавшего С02. После очистки состав новообразо- ванных газов анализировали хроматографом 7. В отдельных случаях контрольные образцы газов направляли на хроматографический анализ в специализированную лабораторию.
Схема установки позволяла также анализировать состав газа непосредственно из се- паратора 5.
Стационарный режим в экспериментах заключался в следующем. В реактор 4 закачи- вали карбонизированную воду под заданным давлением. После этого вентили на входе и вы- ходе из реактора 4 перекрывали. Далее производили замер давления в реакторе 4 во времени. После окончания эксперимента газообразные продукты реакции из реактора 4 аналогичным образом подвергали хроматографическому анализу.
На фиг. 2 приведен общий вид лабораторной установки в натуральном виде.
Результаты экспериментов
Результаты выполненных экспериментов привели авторов к заключению, что в при- родных условиях, по всей видимости, имеет место поликонденсационная реакция синтеза УВ, которая, в частности, для н-алканов, может быть представлена химической формулой: пС02 + [4n+2(k+l)] Н20 = CnH2n+2 + [3n+2k+l] Н2 + [3n+k+l] 02 где п - число атомов углерода в молекуле н-алканов (n >1), а к >0 - численный коэффициент.
Наличие в формуле коэффициента к > 0 указывает на то, что при синтезе УВ может разрушаться разное количество воды. В выполненных экспериментах количества распавшей- ся воды и, соответственно, образовавшихся водорода и кислорода, зависели от типа исполь- зуемого катализатора (его каталитической активности) и режимов измерений.
Эксперименты показали, что при комнатной температуре и давлении близком к атмо- сферному образующийся водород в количественном отношении значительно превышает вы- ход синтезируемых углеводородов. Хроматографический анализ состава возникавших в ре- акции газов позволил зафиксировать наряду с водородом и кислородом также наличие мета- на (СН4), этана (С2Н6) и других газов (табл. 1). Что касается кислорода, то низкий выход это- го газа, как мы полагаем, был обусловлен поглощением 02 в процессе окисления металличе- ского катализатора. Наличие азота, скорее всего, было вызвано наличием его в артезианской воде и попаданием воздуха при отборе проб, а присутствие С02 - недостаточной очисткой щелочью.
В качестве примера на фиг. 3 приведена хроматограмма для одного из динамических экспериментов. На хроматограмме отчетливо видны пики водорода, метана и изопентана.
На фиг. 4. приведены результаты двух статических экспериментов при начальных давлениях карбонизированной воды в реакторе 2 и 4 атм. За сутки наблюдений давление в реакторе возрастает до 23,5 атм и 25,3 атм, соответственно. Этот прирост давления в основ- ном создается водородом, образующимся при разрушении в реакторе воды. В экспериментах (фиг 4), по нашим оценкам, в реакторе разрушается ~0.5% от массы находящейся здесь воды.
Учитывая интенсивность циркуляции через земную поверхность метеогенных вод (2 1020 г/год [9]), и принимая во внимание, что с этими водами в породы земной коры ежегодно поступает ~1015 г/год растворенного в воде С02 [9], на основании результатов наших экспе- риментов приходим к следующему заключению. А именно, этих количеств Н20 и С0 впол- не достаточно, чтобы объяснить как феномен восполнения запасов УВ в залежах [10-12], так и современный темп дегазации земных недр метаном и водородом [13].
Таким образом, нами впервые экспериментально доказано, что в процессах нефтега- зообразования в осадочном чехле земной коры ежегодно разрушается огромное количество воды с образованием больших количеств водорода и УВ. Следует ожидать, что при повыше- нии давлений и температур до значений существующих в реальных пластовых условиях зна- чительно возрастет и выход УВ, причем не только газообразных, но и жидких.
По аналогии с известным фотосинтезом, выявленный авторами природный феномен предлагается называть геосинтезом.
Изложенные результаты лабораторных экспериментов были положены в основу пред- полагаемого изобретения.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом
• После соответствующего изучения геологического строения и исходных парамет- ров рассматриваемого месторождения, создают 3D геологическую и 3D гидродинамическую модели продуктивного пласта.
• Наряду с традиционными методами изучения геологического строения и парамет- ров продуктивного пласта, осуществляют анализы кернов с целью определения количества и состава остаточной воды в кернах, а главное - определяют вещественный состав кернов на предмет выявления природных катализаторов.
• На основе многовариантных 3D компьютерных прогнозных расчетов, с учетом из- ложенных особенностей фильтрационных и физико-химических процессов в пласте, находят оптимальные значения числа, типа и местоположения добывающих и нагнетательных сква- жин. При этом а) наибольшее предпочтение отдают площадным сеткам скважин, б) в качест- ве добывающих и нагнетательных скважин используют горизонтальные скважины, и в) в скважинах осуществляют гидроразрывы пласта с несколькими трещинами.
При линзовидном строении продуктивного пласта не исключено применение избира- тельной сетки добывающих и нагнетательных скважин.
• Разработку месторождения осуществляют путем последовательного ввода в экс- плуатацию элементов разработки, например, пятиточечных элементов. При этом нагнета- тельные скважины вводят в эксплуатацию не позднее ввода добывающих скважин. Полез- ным является первоочередной ввод в эксплуатацию нагнетательных скважин [12].
• Из добывающих скважин осуществляют добычу нефти или газа, а в нагнетатель- ные скважины закачивают диоксид углерода.
• В процессе разработки месторождения осуществляют мониторинг за показателями эксплуатации скважин с соответствующими промысловыми исследованиями, уточняют 3D гидродинамическую модель продуктивного пласта. Особое внимание уделяют динамике со- става добываемой продукции. Это позволяет осуществлять регулирование процесса разра- ботки месторождения с помощью уточненной 3D модели продуктивного пласта.
Примеры реализации предлагаемого способа
В соответствии со сказанным, наибольшего предпочтения при разработке месторож- дений с низкопроницаемыми пластами заслуживают площадные системы, в частности, пяти- точечные системы размещения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. Поэтому на примере пятиточечных систем покажем результативность предлагаемого спосо- ба разработки для месторождений разного типа.
Один из регулярных элементов общей системы размещения скважин на продуктивной площади приведен на фиг. 5.
Общими для последующих расчетных вариантов являются следующие данные: на- чальное пластовое давление - 225 бар, пластовая температура - 80°С, толщина пласта— 20 м, коэффициент эффективной пористости - 0.1. Элемент разработки в расчетах аппроксимиро- ван 3D сеткой с числом ячеек вдоль осей OX, OY и OZ - 26x26x20 соответственно. Все скважины являются горизонтальными. В них выполнено по нескольку гидроразрывов пласта, что позволяет принять скин-фактор по ним равным минус 0.5.
Газовое месторождение. Традиционно все газовые месторождения разрабатывают в режиме истощения. Поэтому вариант I исследует результативность разработки одного регу- лярного элемента газового месторождения. Тогда все скважины в элементе разработки, представленном на фиг. 5, являются добывающими. Площадные размеры элемента разработки равны 1000x 1000 м. Тогда запасы метано- вого газа, приведенные к стандартным условиям (1 атм и 20°С) равны 308.6 млн. м3. При этом проницаемость составляет 0.1 мд. Общее число скважин - 2 (1 целая скважина в центре и 4 четвертинки по углам элемента). Все четвертинки скважин эксплуатируют с начальным дебитом, равным 12.5 тыс. м3/сут, а центральную - с дебитом 50 тыс. м3/сут. После снижения забойного давления до 30 бар его поддерживают неизменным. Эксплуатацию скважин за- канчивают при снижении дебита скважины до 1 тыс. м /сут.
Как будет видно из дальнейшего, для варианта I характерна низкая эффективность добычи газа. Поэтому в следующем варианте рассматриваем нетрадиционный вариант - ва- риант с поддержанием пластового давления (ППД).
Вариант П. Здесь четыре четвертинки горизонтальных стволов являются добывающи- ми, а центральная скважина - нагнетательной. То есть, в данном варианте имеем одну целую добывающую скважину и одну целую нагнетательную скважину. Это означает, что общее число скважин, как и в варианте I, равно двум.
В нагнетательную скважину для ППД и вытеснения пластового газа к забоям добы- вающих скважин закачивают диоксид углерода при забойном давлении 300 атм, неизменном во времени. Остальные положения и исходные данные - как в варианте I.
Результаты сопоставительных расчетов приведены на фиг. 6 - 8. При этом дебит по газу, накопленный объем добытого газа и величина коэффициента газоотдачи пласта отнесе- ны к элементу разработки в целом. Здесь отмечаем следующие особенности.
• Для варианта I характерно резкое снижение во времени дебита газа из элемента в целом. Это приводит к тому, что конец разработки приходится на 13 год. В варианте II экс- плуатируют одну добывающую скважину и ее дебит по газу значимо выше дебита одной скважины в варианте I. То есть, при визуальном сопоставлении дебитов одной добывающей скважины в вариантах I и II, соответствующую зависимость на фиг. 6 для варианта I следует в каждый момент времени уменьшить в 2 раза. Так как эта зависимость относится к элементу в целом. То есть, ППД благоприятно сказывается на величине и динамике дебита единствен- ной добывающей скважины в варианте II.
• Данное обстоятельство объясняет поведение зависимостей на фиг. 7. Здесь накоп- ленная добыча газа в варианте II кратно выше, чем в варианте I.
• Для практики газодобычи важным является коэффициент газоотдачи пласта, ибо он характеризует КПД реализуемой системы разработки. В варианте II он в размере 81.1% явно выше, чем в варианте I - 45.5%.
Таким образом, газовое месторождение с низкопроницаемым пластом целесообразно разрабатывать с ППД. Дополнительные положительные факторы состоят в следующем. A) При исходных данных рассматриваемого примера, ППД позволяет на каждую скважину добыть кратно больший объем газа.
Б) Достоинство варианта II в том, что имеет место полезная утилизация С02.
B) Наряду с добычей газа попутно дополнительно извлекают образующиеся в пласте УВ и водород. Несмотря на отсутствие соответствующих исходных данных, и соответствен- но результатов расчетов, следует ожидать, что эффективность данного фактора будет значи- тельной. Ибо если в лабораторных экспериментах размер реакторной колонки составлял 1 м, то генерация водорода и гомологов метана в пласте будет происходить на расстоянии не- скольких сот метров.
Газоконденсатное месторождение. Традиционные газоконденсатные месторождения условно можно подразделить на две категории.
Первая. Это когда ППД путем закачки сухого газа в пласт не рентабельно с точки зре- ния оправдания затрат на ППД за счет дополнительной добычи конденсата. Границей для первой категории месторождений является величина конденсатогазового фактора (КГФ) на уровне около 250 г/м .
Вторая. При КГФ > 250 г/м возникает необходимость оценки возможной эффектив- ности от ППД. Соответствующий способ разработки известен как сайклинг-процесс [1].
В случае первой категории газоконденсатных месторождений, но с низкопроницае- мыми пластами, приведенные результаты расчетов применительно к ППД на газовом место- рождении остаются в силе и для данной категории. Однако, для первой категории газокон- денсатных месторождений для нетрадиционного ППД будут характерны следующие допол- нительные факторы эффективности ППД.
Г) Помимо прироста накопленной добычи газа на одну скважину имеет место допол- нительная добыча конденсата в качестве товарного продукта.
Д) ППД в первой категории месторождений с низкопроницаемыми пластами предот- вратит выпадение конденсата в пласте. В противном случае, как показывают теория и прак- тика разработки газоконденсатных месторождений в режиме истощения пластовой энергии, будут иметь место меньшие дебиты скважин по газу, потери газа в пласте, снижение коэф- фициента газоотдачи пласта [6].
Применительно ко второй категории газоконденсатных месторождений, но с низко- проницаемыми пластами ППД тем более необходимо и целесообразно по сравнению с пер- вой. Ибо здесь обычно затраты на ППД оправдывают себя уже даже доходом от дополни- тельной добычи конденсата. При этом ППД является нетрадиционным, так как в газоконден- сатные месторождения при сайклинг-процессе С02 никогда не закачивали. Таким образом, нетрадиционное ППД рассматриваемых категорий газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми пластами является даже более привлекательным, чем для газовых месторождений с низкопроницаемыми пластами.
Нефтяное месторождение. Общими для исследуемых вариантов разработки являют- ся следующие условия. Размер в плане элемента разработки составляет 400x400 м. Прони- цаемость пласта - 0.3 мд. Вязкость нефти в пластовых условиях - 1 спз. Объемный коэффи- циент нефти - 1.6. В режиме истощения начальный дебит четвертинок скважин по нефти равняется 8.7 м /сут, целой в середине - 31.4 м /сут. При снижении забойного давления в до- бывающих скважинах до 30 атм его далее оставляют неизменным. Забойное давление в на- гнетательной скважине постоянно и равно 300 атм. Эксплуатацию добывающих скважин прекращают при снижении дебита по нефти до 1 м /сут (на целую скважину). Относитель- ные фазовые проницаемости приняты в виде диагональных вследствие высокой растворимо- сти диоксида углерода в нефти. За расчетную модель принята модель дегазированной нефти и сухого газа. Запасы нефти в пласте равны 201 тыс. м .
Вариант I. Это базовый вариант, который в силу отмеченных ранее факторов, можем рассматривать в качестве традиционного. В этом варианте все скважины (одна целая и четы- ре четвертинки) являются добывающими.
Вариант П. Здесь ППД основано на закачке в нагнетательную скважину диоксида уг- лерода.
Вариант III. Данный вариант рассматривает ППД за счет закачки в нагнетательную скважину воды. При этом предположено, что закачиваемая вода не реагирует с глинистыми компонентами, или они отсутствуют в продуктивном пласте.
Результаты расчетов наиболее значимых показателей разработки для указанных вари- антов приведены в табл. 3. А динамика некоторых показателей разработки для вариантов I- III даны на фиг. 9-11. Рассмотрение приводимых результатов позволяет отметить следующие наиболее интересные моменты.
• При режиме истощения дебиты скважин по нефти практически мгновенно убывают до своих граничных значений. Это объясняется тем, что упругий запас элемента разработки вблизи добывающих скважин исчерпывается быстро. Соответственно конечная величина КИН составляет лишь 6.2%.
То есть, разработка нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами в ре- жиме истощения пластовой энергии недопустима.
• ППД на основе закачки в пласт С02 вполне себя оправдывает. Закачка же воды, да- же при допущении отсутствия разбухания глинистых частиц, малоэффективна. • В отличие от газовых месторождений, при реализации ППД в нефтяных месторож- дениях с низкопроницаемыми пластами КИН может доходить почти до 1.0. То есть, запасы в каждом элементе разработки извлекаются полностью. В случае же газовых месторождений коэффициент газоотдачи не достигает 1.0 потому, что в расчетах давление забрасывания принято довольно высоким, а именно предопределенным заданным граничным значением забойного давления в 30 атм.
Приводимые результаты расчетов не являются абсолютными. Ибо в реальных услови- ях слоистая или зональная неоднородность коллекторских свойств пласта часто оказывает негативное воздействие на показатели эффективности разработки нефтяных месторождений. Тем не менее, они на качественном уровне убедительно доказывают, что предлагаемая тех- нология разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами может при- водить к высоким значениям КИН, которые могут оказаться недостижимыми даже для неф- тяных месторождений с высокими коллекторскими свойствами. Конкретные значения КИН для каждого месторождения находятся, как обычно, на основе многовариантных технико- экономических расчетов.
Что касается слоистой неоднородности пласта по коллекторским свойствам, то для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах можно использовать пор- ционную закачку воды. В данном случае из негативного рабочего агента она становится по- лезным агентом. Так как, проникая в пропласток с повышенной проницаемостью, она будет блокировать дальнейшее поступление С02 в такой пропласток. А возможное разбухание глинистых компонентов будет дополнительно снижать проницаемость для закачиваемого С02.
Помимо возможных высоких значений КИН, предлагаемая технология разработки нефтяных месторождений с низкопроницаемыми пластами отличается достоинствами, кото- рые были отмечены ранее применительно к газовым и газоконденсатным месторождениям.
Достоинства предлагаемого способа
Обосновываемые способ и технологические решения применительно к разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми пластами имеют следующие важные особенности.
17 Предлагаемый способ разработки является многофункциональным.^
• Он открытые нефтяные и газовые месторождения с низкопроницаемыми пластами из категории проблемных, малорентабельных переводит в категорию перспективных и рен- табельных.
Многофункциональность способа проявляется в том, что
• удается достигать высокие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи пластов; • решается проблема не просто захоронения нежелательного для Окружающей среды диоксида углерода, а превращения его в полезный рабочий агент применительно к рассмат- риваемым типам месторождений;
• благодаря выявленному авторами механизму разрушения в породах воды с образо- ванием водорода и углеводородов, то есть, природного геосинтеза, имеем возможность до- бычи их в промышленных масштабах, что "вынужденно" и "задаром" сопутствует процессам добычи нефти, газа и конденсата.
2. Предлагаемый способ разработки впервые в нефтегазовой отрасли является универ- сальным. Ибо он идейно пригоден для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторожде- ний с низкопроницаемыми пластами. Основой универсальности способа является использо- вание С02 для целей ППД в качестве единственно приемлемого рабочего агента. Акцент же на применение именно С02 продиктован выявленным механизмом разрушения воды с обра- зованием водорода и углеводородов.
3. Предлагаемый способ разработки является наукоемким. То есть, он нуждается в дополнительных лабораторных и промысловых исследованиях кернов и пластов на предмет выявления значений коэффициентов остаточной водонасыщенности, получения необходи- мых для 3D компьютерного моделирования параметров и замыкающих соотношений, со- вершенствования методов промысловой геофизики, построения достоверных 3D гидродина- мических моделей пластов и т.д.
4. Многофункциональность предполагаемого изобретения состоит и в том, что поми- мо охраны Окружающей среды оно решает еще проблему охраны Недр.
Допустим, некоторое месторождение с низкопроницаемым пластом закончили разра- батывать на основе закачки С02. Тогда в пласте остаются захороненными значительные за- пасы С02, что само по себе важно с точки зрения охраны Окружающего пространства. Но остающийся в пласте С02 в контакте с остаточной, не прореагировавшей в полной мере, во- дой в присутствии природных катализаторов будет способствовать дальнейшему протека- нию выявленной авторами реакции. То есть, в пласте будет идти процесс генерации нефти, газа и водорода. Отметим, что запасы остаточной воды (которые никогда не учитывают) в пластах с низкой проницаемостью обычно не меньше, а даже больше запасов нефти.
- Естественным может быть сомнение некоторых специалистов в области теории и практики разработки месторождений нефти и газа касательно к предполагаемому изобрете- нию. Ибо при не единичных проектах закачки в нефтяные месторождения карбонизирован- ной воды имеем все предпосылки для проявления обнаруженного природного феномена.
Имеется несколько причин, объясняющих сложившуюся в нефтяной отрасли ситуа- цию. Во-первых, водород - всепроникающий газ. Так что не каждая покрышка над продук- тивным пластом может служить для него экраном. Именно поэтому из недр Земли на её по- верхность и соответственно в атмосферу поступают не только водород, но и углеводородные газы [13]. Кроме того, не секрет, что многие нефтяные и газовые скважины являются негер- метичными. С точки зрения суперподвижного водорода, система промыслового обустройст- ва на месторождениях нефти и газа также не является герметичной.
Во-вторых, вследствие отсутствия знания о недавно выявленном природном феномене никто не затруднял себя проведением анализа газообразных продуктов, добываемых из недр Земли на основе закачки в пласт карбонизированной воды, на предмет присутствия в них во- дорода.
В литературе имеется характерный пример, который реально подтверждает справед- ливость проявления геосинтеза в продуктивных пластах. Речь идет о подземном хранении так называемого городского газа на газохранилище Lobodice в Чехии [14].
Применение С02 при разработке традиционных нефтяных месторождений в России сдерживалось отсутствием источников С02. Тогда как в США наличие месторождений С02 способствовало довольно широкому внедрению закачки карбонизированной воды в продук- тивные пласты. Кроме того в США С02 извлекают и из газовых выбросов на нефтеперераба- тывающих и нефтехимических предприятиях. Поэтому там существует разветвленная сеть трубопроводов для доставки С02 на нефтяные промысла. Протяженность некоторых из них доходит до 2 тыс. км.
Очевидно, что все это требует немалых капитальных вложений и эксплуатационных расходов. Поэтому предлагаемый способ разработки альтернативно целесообразно реализо- вывать на основе извлечения С02 из газовых выбросов компрессорных и насосных агрегатов. И тогда потребности в С02 могут полностью покрываться. Ибо при сжигании 1м3 метана об- разуется около 10 -12 м3 С02. При ориентации на газообразные выбросы из компрессорных агрегатов возникают возможности для утилизации также огромных объемов выделяемого из компрессоров тепла.
При реализации предлагаемого способа разработки необходимо предъявлять повы- шенные требования к сооружению скважин, промысловых трубопроводов и аппаратов. Ко- нечно, нелишними будут и соответствующие требования к изучению степени герметичности природной покрышки над продуктивным пластом. Такие требования не являются чрезмер- ными или нереализуемыми. Ибо они были ранее уже учтены при сооружении целого ряда подземных хранилищ гелия. Практичность предполагаемого изобретения базируется на технических и технологи- ческих решениях, которые давно реализуют на объектах нефтяной и газовой промышленно- сти, в нефте-, газопереработке и конечно - при разработке месторождений нефти и газа.
Важным моментом является то, что предлагаемый способ разработки отличается мно- гофункциональностью и универсальностью его использования. Это обусловлено тем, что для всех типов месторождений УВ (нефтяных, газовых и газоконденсатных) предусмотрен одно- типный процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт С02. При этом, С02 является единым рабочим агентом для месторождений всех типов. Закачиваемый С02, согласно лабораторным экспериментам, в присутствии природных катализаторов взаимодей- ствует в поровом пространстве коллекторов с остаточной водой. В результате в пласте обра- зуются УВ и водород. Их попутная добыча повышает эффективность разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Как следствие, закачиваемый в пласты вред- ный С02 превращается в полезный рабочий агент.
Таблица 1. Состав газов на выходе из сепаратора
Figure imgf000018_0001
Таблица 2. Основные показатели сопоставляемых вариантов разработки
Figure imgf000018_0002
25 Литература
1. Muskat, M.: Physical Principles of Oil Production. McGraw-Hill Book Co., Inc., New York-Toronto-London, 1949, 606 pp.
2. Craig, F.F.Jr.: The reservoir engineering aspects of waterflooding. H. L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1971, 164 pp.
3. Крылов А.П., Глоговский M.M., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А.: Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948, 416 с.
4. Lake L.: Enhanced oil recovery. Prentice Hall. Englewood Cliffs, New Jersey 07632, 1989, - 534 pp.
5. Балинт В., Бан А., Долешал Ш., Забродин П. И., Терек Я.: Применение углекислого газа в добыче нефти. -М.: Недра, 1977. - 240 с.
6. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных ме- сторо дений. -М.: "Струна", 1998, 628 с.
7. Khan R, Al-Nakhli, A.R.: An Overview of Emerging Technologies and Innovations for Tight Gas Reservoir Development. Paper SPE 155442 presented at the SPE International Pro- duction and Operations Conference and Exibition, Doha, Qatar, 14-16 May 2012.
8. Barenbaum, A. A., Zakirov, S. N., Zakirov, E. S., & Serebryakov, V. A. (2012). U.S. Pat- ent No. 20,120,315,215. Washington, DC: U.S. Patent and Trademark Office. 13 Dec. 2012.
9. Баренбаум А. А.: Галактоцентрическая парадигма в геологии и астрономии. -М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2010, с. 400-412.
10. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н., Глумов И.Ф. Трофимов В.А., Нургалиев Д.К.: Нефтяные и газовые месторождения - саморазвивающиеся и постоянно возобновляе- мые объекты жизнедеятельности общества. // Сб. Генезис нефти и газа. Изд. «ГЕОС», 2003, с. 206-208.
11. Муслимов Р.Х.: Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формиро- вании, постоянной подпитке (возобновлении) месторождений углеводородов. // «Неф- тяное хозяйство», 4, 2007, с. 24-29.
12. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С., Абасов М.Т., Фахрет- динов Р.Н., Аникеев Д.П., Рощина И.В., Контарев А.А., Северов Я.А., Рощин А.А., Ма- медов Э.А., Брадулина О.В., Лукманов А.Р.: Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. - М. - Ижевск: Институт компьютерных иссле- дований, 2009. - 484 с.
26 13. Маракушев А. А., Маракушев С. А. Водородное дыхание Земли - его происхожде- ние, геологические и биологические следствия // International Scientific Journal for Alternative Ecology 2008, J *2l(57), p. 156-174.
14. Smigan P., Greksak M., Kozankova J et al. Methanogenic bacteria as a key factor in- volved in changes of town gas stored in an underground reservoir // FEMS Microbiology Ecology 1990. V.73. P.221-224.
27

Claims

Формула изобретения
1. Способ разработки месторождений природных углеводородов с низкопроницаемы- ми пластами, включающий бурение добывающих горизонтальных скважин и проведение в них многоразовых гидроразрывов пласта, отличающийся тем, что систему добывающих скважин дополняют системой нагнетательных горизонтальных скважин с многоразовыми в них гидроразрывами пласта; реализуют поддержание пластового давления на основе закачки в пласт диоксида углерода, позволяющего поддерживать высокие текущие дебиты скважин по нефти, газу, конденсату, а также достигать высокие конечные значения коэффициентов нефте-, газо- и конденсатоотдачи в нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях; что дополняет возможную эффективность такого способа разработки на основе выявленного в лабораторных экспериментах природного геосинтеза, характеризующегося образованием в пластовых условиях водорода, а также газообразных и жидких углеводородов при взаимо- действии диоксида углерода с остаточной водой в присутствии природных катализаторов; в результате чего имеет место синергетический эффект повышения эффективности разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений как за счет поддержания пластового давления, так и дополнительного, попутного извлечения из низкопроницаемых пластов обра- зующихся водорода, газообразных и жидких углеводородов; что превращает предлагаемый способ разработки, с одной стороны, в универсальный (применимый к месторождениям раз- ного типа) способ, а с другой стороны - в многофункциональный способ разработки (позво- ляющий извлекать не только находящиеся в пласте углеводороды, но и генерируемые при закачке С02 водорода, газообразных и жидких углеводородов).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в случае слоистой неоднородности коллек- торских свойств пласта в нагнетательные скважины осуществляют порционные закачки воды с целью выравнивания в них профиля приемистости.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что в качестве источника С02 используют выбросы от компрессорных и насосных агрегатов, на газо- и нефтеперерабатывающих заво- дах, теплоэлектростанциях и других промышленных объектах, характеризующийся дополни- тельным эффектом от охраны Окружающей среды.
16
PCT/RU2013/000344 2013-04-22 2013-04-22 Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах WO2014175758A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2013/000344 WO2014175758A1 (ru) 2013-04-22 2013-04-22 Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах
RU2014116049/03A RU2590916C1 (ru) 2013-04-22 2013-04-22 Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2013/000344 WO2014175758A1 (ru) 2013-04-22 2013-04-22 Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2014175758A1 true WO2014175758A1 (ru) 2014-10-30

Family

ID=51792187

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2013/000344 WO2014175758A1 (ru) 2013-04-22 2013-04-22 Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2590916C1 (ru)
WO (1) WO2014175758A1 (ru)

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2630318C1 (ru) * 2016-11-21 2017-09-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа
CN107288590A (zh) * 2016-04-11 2017-10-24 中国石油化工股份有限公司 一种注co2提高凝析气藏采收率的实验方法
CN107829715A (zh) * 2017-10-10 2018-03-23 中国石油天然气股份有限公司 模拟油藏注水的试验装置及方法
RU2651851C1 (ru) * 2017-01-10 2018-04-24 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) Способ разработки нефтяного месторождения
CN107975365A (zh) * 2017-10-26 2018-05-01 中国石油天然气集团公司 模拟凝析气藏直井的实验装置以及实验方法
CN109725356A (zh) * 2018-12-29 2019-05-07 中国地质调查局油气资源调查中心 一种天然气水合物开发模拟实验装置
CN110359899A (zh) * 2018-04-11 2019-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法
CN116291407A (zh) * 2023-02-17 2023-06-23 西南石油大学 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法
CN116564436A (zh) * 2023-05-24 2023-08-08 固安国勘石油技术有限公司 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2066744C1 (ru) * 1993-06-17 1996-09-20 Александр Константинович Шевченко Способ интенсификации добычи нефти
WO2009067418A1 (en) * 2007-11-19 2009-05-28 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
RU2444618C2 (ru) * 2010-05-13 2012-03-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Способ разработки залежи тяжелой нефти
RU2473792C2 (ru) * 2007-07-19 2013-01-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ добычи нефти и/или газа (варианты)

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NZ581359A (en) * 2007-04-20 2012-08-31 Shell Oil Co System and method for the use of a subsurface heating device on underground Tar Sand formation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2066744C1 (ru) * 1993-06-17 1996-09-20 Александр Константинович Шевченко Способ интенсификации добычи нефти
RU2473792C2 (ru) * 2007-07-19 2013-01-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ добычи нефти и/или газа (варианты)
WO2009067418A1 (en) * 2007-11-19 2009-05-28 Shell Oil Company Systems and methods for producing oil and/or gas
RU2444618C2 (ru) * 2010-05-13 2012-03-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Национальный исследовательский центр "Курчатовский институт" Способ разработки залежи тяжелой нефти

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107288590A (zh) * 2016-04-11 2017-10-24 中国石油化工股份有限公司 一种注co2提高凝析气藏采收率的实验方法
CN107288590B (zh) * 2016-04-11 2019-05-07 中国石油化工股份有限公司 一种注co2提高凝析气藏采收率的实验方法
RU2630318C1 (ru) * 2016-11-21 2017-09-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина Способ разработки плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа
RU2651851C1 (ru) * 2017-01-10 2018-04-24 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) Способ разработки нефтяного месторождения
CN107829715A (zh) * 2017-10-10 2018-03-23 中国石油天然气股份有限公司 模拟油藏注水的试验装置及方法
CN107829715B (zh) * 2017-10-10 2020-09-08 中国石油天然气股份有限公司 模拟油藏注水的试验装置及方法
CN107975365A (zh) * 2017-10-26 2018-05-01 中国石油天然气集团公司 模拟凝析气藏直井的实验装置以及实验方法
CN110359899B (zh) * 2018-04-11 2024-01-30 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法
CN110359899A (zh) * 2018-04-11 2019-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种页岩气水平井重复压裂提高有效改造体积的方法
CN109725356A (zh) * 2018-12-29 2019-05-07 中国地质调查局油气资源调查中心 一种天然气水合物开发模拟实验装置
CN116291407B (zh) * 2023-02-17 2023-10-24 西南石油大学 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法
CN116291407A (zh) * 2023-02-17 2023-06-23 西南石油大学 油藏型储气库气相反凝析油饱和度及伤害测试装置及方法
CN116564436A (zh) * 2023-05-24 2023-08-08 固安国勘石油技术有限公司 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用
CN116564436B (zh) * 2023-05-24 2023-11-21 固安国勘石油技术有限公司 气井用井筒解堵剂、设计方法、制备方法及应用

Also Published As

Publication number Publication date
RU2590916C1 (ru) 2016-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2590916C1 (ru) Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах
Muhammed et al. A review on underground hydrogen storage: Insight into geological sites, influencing factors and future outlook
Kanaani et al. Role of cushion gas on underground hydrogen storage in depleted oil reservoirs
Farajzadeh et al. On the sustainability of CO2 storage through CO2–Enhanced oil recovery
Chen et al. Capacity assessment and cost analysis of geologic storage of hydrogen: A case study in Intermountain-West Region USA
Song et al. Sensitivity analysis of water-alternating-CO2 flooding for enhanced oil recovery in high water cut oil reservoirs
Sowjanya et al. Formation kinetics & phase stability of double hydrates of C4H8O and CO2/CH4: A comparison with pure systems
Luboń et al. The influence of the first filling period length and reservoir level depth on the operation of underground hydrogen storage in a deep aquifer
Zhao et al. Numerical simulation of the impact of different cushion gases on underground hydrogen storage in aquifers based on an experimentally-benchmarked equation-of-state
Drozdov Filtration studies on cores and sand packed tubes from the Urengoy field for determining the efficiency of simultaneous water and gas injection on formation when extracting condensate from low-pressure reservoirs and oil from oil rims
Emmel et al. Evaluating the hydrogen storage potential of shut down oil and gas fields along the Norwegian continental shelf
Ji et al. Numerical investigation of CO2-carbonated water-alternating-gas on enhanced oil recovery and geological carbon storage
Sin et al. Assessment of the oxygen reactivity in a gas storage facility by multiphase reactive transport modeling of field data for air injection into a sandstone reservoir in the Paris Basin, France
Nassabeh et al. Advancements, challenges, and perspectives of flue gas injection in subsurface formations: a comprehensive review
Shabib-Asl et al. Performance of CO2 foam huff and puff in tight oil reservoirs
RU2514078C2 (ru) Способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов
Shendrik et al. Energy-saving intensification of gas-condensate field production in the east of Ukraine using foaming reagents
Mwakipunda et al. Recent advances on carbon dioxide sequestration potentiality in salt caverns: A review
US8991491B2 (en) Increasing enhanced oil recovery value from waste gas
Smirnov et al. Innovative methods of enhanced oil recovery
Zeng et al. Hydrogen Storage Performance During Underground Hydrogen Storage in Depleted Gas Reservoirs: A Review
Phukan et al. CO 2-Based Enhanced Oil Recovery
Gorelkina et al. Waterflooding, water-gas method and generation of carbon dioxide in the reservoir–methods of enhanced oil recovery and technology development
Siddiqui et al. Industry practices of sour gas management by reinjection: Benefits, methodologies, economic evaluation and case studies
Bakhtiyarov Technology on in-situ gas generation to recover residual oil reserves

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2014116049

Country of ref document: RU

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13883011

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13883011

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1