WO2018212674A1 - Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс - Google Patents

Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс Download PDF

Info

Publication number
WO2018212674A1
WO2018212674A1 PCT/RU2017/000373 RU2017000373W WO2018212674A1 WO 2018212674 A1 WO2018212674 A1 WO 2018212674A1 RU 2017000373 W RU2017000373 W RU 2017000373W WO 2018212674 A1 WO2018212674 A1 WO 2018212674A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
reservoir
oil
hydrocarbons
well
supercritical
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000373
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК
Олег Васильевич КОЛОМИЙЧЕНКО
Николай Николаевич КЛИНКОВ
Кооле КОРНЕЛИС
Вячеслав Михайлович НИЧИПОРЕНКО
Анатолий Александрович ЧЕРНОВ
Отто ГУЙБЕР
Александр ПАРХОМЕНКО
Original Assignee
Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК
Олег Васильевич КОЛОМИЙЧЕНКО
Николай Николаевич КЛИНКОВ
Кооле КОРНЕЛИС
Вячеслав Михайлович НИЧИПОРЕНКО
Анатолий Александрович ЧЕРНОВ
Отто ГУЙБЕР
Александр ПАРХОМЕНКО
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 Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК, Олег Васильевич КОЛОМИЙЧЕНКО, Николай Николаевич КЛИНКОВ, Кооле КОРНЕЛИС, Вячеслав Михайлович НИЧИПОРЕНКО, Анатолий Александрович ЧЕРНОВ, Отто ГУЙБЕР, Александр ПАРХОМЕНКО filed Critical Владимир Георгиевич КИРЯЧЕК
Publication of WO2018212674A1 publication Critical patent/WO2018212674A1/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
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ
    • E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
    • 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Definitions

  • the group of inventions relates to the oil and gas industry and can be used to intensify the extraction of oil of low permeability rocks, the molecular conversion of oil of low permeability rocks and bituminous oil to lighter oils, in-situ generation of synthetic hydrocarbons from solid organic matter - kerogen and bituminous oil, and also for molecular modified and partially enriched thermal bitumens and heavy oils from oil-kerogen-containing formations without the use of aqueous hydra nical fracturing (frac) or aqueous multistage fracturing.
  • frac aqueous hydra nical fracturing
  • the Bazhenov and Domanik formations are often compared with the main North American oil shale plays, such as the Bakken / Three Forks, Eagle Ford and the Perm basin, the industrial development of which, due to the rapid decline in the flow rate of wells, is realized due to intensive drilling, the use of mainly long-bore horizontal wells (the length of the horizontal section of horizontal wells is 3,000 or more meters) and multi-stage (40 or more stages) hydraulic fracturing.
  • hydrocarbons are present in several forms: oil of low permeability rocks; bituminous oil; kerogen (solid organic matter), the object of production currently is exclusively mobile oil of low permeability rocks / oil of dense rocks. Kerogen, as well as fixed or inactive bituminous oil, are not involved in active development.
  • the productive formations of the Bakken / Three Forks, Eagle Ford, and Perm Basin oil shale formations are of relatively high quality - they are quite uniform, brittle, and, most importantly, powerful.
  • the productive formations of the Bazhenov formation are only superficially similar to the productive formations of the Bakken / Three Forks, Eagle Ford and Perm basin in terms of depth, permeability, the presence of low-permeability oil, tar oil, and kerogen in them.
  • a feature of productive strata of the Bazhenov Formation is that they are less uniform, more ductile and their thickness in “sweet spots”, as a rule, does not exceed 40 meters.
  • the heterogeneity of productive formations creates problems in the development of deposits, and their plasticity reduces the effectiveness of multi-stage hydraulic fracturing; but the main feature of the Bazhenov productive formations is their relatively low power.
  • the low-permeability rocks contained in such a relatively small drained volume of oil at the current level of world oil prices and the design oil recovery factor (up to 10%) are not enough to organize cost-effective production projects on the Bazhenov formation.
  • the average thickness of the productive strata of the Paris Basin is 50 meters, of the Lower Saxon and West Dutch - 30 meters.
  • VTN high-tech oil
  • VTN is a mixture of molecularly modified partially refined oil low permeability rocks, modified molecular and partially refined bituminous oil and synthetic oil generated in the reservoir, mainly from kerogen and bituminous oil.
  • thermal technologies are widely used in hydrocarbon production.
  • the prior art various methods of thermal exposure of the reservoir, for example,
  • a method is known (RF patent N ° 2403383, CL ⁇ 43/24, 2010) of developing an oil deposit by drilling injection and production wells, injecting air, water, combustion gases extracted from production of production wells into injection wells, and selection of oil, combustion gases, and associated petroleum gases from the producing wells, while the coolant is preliminarily injected into injection wells to warm the formation to a temperature of at least 65 ° C in the vicinity of the well with a radius of 5-20 m, a portion of hot water is pumped in alternation with solution erator oil weighing 5- 150t 1m power production interval, and a water-air mixture is pumped into a heated, and the water-air ratio of the reservoir pressure is less than 22.064 MPa, determined from a predetermined ratio.
  • thermo-hydrodynamic processes for the development of oil-kerogen-containing deposits, including the creation of a zone of in-situ oxidative and thermodynamic processes in the formation, for which an oxygen-containing water-air mixture is pumped into the formation through an injection well, and thermo-hydrodynamic the processes are regulated by the value of the water-air ratio of the oxygen-containing mixture from the condition of heating the formation zone to a temperature of at least 250 ° C, for which the optimal value of the water-air ratio is determined I am on an analytical expression.
  • the value of the water-air ratio of the injected oxygen-containing mixture is cyclically increased and lowered around a set optimum value with a level of decrease of said value below 0.001 m 3 / nm 3 .
  • the volume of total recoverable oil is reduced by 44 - 27.5%, respectively, from 50 to 27.7 kg / m 3 and from 80 to 57.7 kg / m 3 .
  • kerogen is used for in-situ heating of the reservoir, the oxidation kinetics of which are much higher than the kinetics of oil oxidation of low permeability rocks, then to achieve the required process temperature in the reservoir, according to the authors of the thermogas technology themselves, it is necessary to “burn” from 30 to 50 % kerogen contained in the reservoir.
  • Oil is produced through an area with unchanged low natural permeability.
  • at least two wells are used - injection and production. From the current level of technology it is known that as a result of heat exposure, the permeability of the reservoir increases. But this effect is not used in known methods, since oil of low permeability rocks is displaced from the injection well towards the producing well through the reservoir zone with unchanged low natural permeability.
  • hydrocarbon solvents especially such as diesel fuel, oil distillate or a wide range of light aromatic hydrocarbons, increases the cost of oil production and leads to a decrease in the economic efficiency of the methods, since some of the hydrocarbon solvents delivered from the surface of the well to the reservoir (up to 50 %) becomes non-recoverable and remains in the reservoir.
  • the main goal is the displacement of oil of low permeability rocks.
  • the main task is the in-situ generation of agents (CO 2 , carbon monoxide, light hydrocarbon fractions, nitrogen and water vapor), which displace low-permeability oil from the reservoir into the producing well.
  • agents CO 2 , carbon monoxide, light hydrocarbon fractions, nitrogen and water vapor
  • thermochemical effects there are also known methods of thermochemical effects on the reservoir with the aim of increasing its flow rate.
  • thermochemical treatment of an oil reservoir by organizing chemical exothermic reactions in it using reacting substances, the so-called “binary mixtures,” including separate injection of components into the reservoir combustible-oxidizing composition (GOS) and the initiator of combustion (IG) through two coaxially arranged relative to each other tubing (tubing), while the lower cut of the outer tubing is lowered below the lower cut of the inner tubing by a distance sufficient baking contact time GOS and IG in the reaction volume.
  • GOS reservoir combustible-oxidizing composition
  • IG initiator of combustion
  • GOS is fed into the treated zone of the oil reservoir through the annular space between the external and internal tubing, IG is supplied via the internal tubing, while GOS is used as an aqueous solution with a pH of 4-7, including, wt.%: Nitrate 5-25, urea - ammonia mixture (CAS) -32 - the rest, and as IG - an aqueous solution with a pH of 12-14, including, wt.%: alkali metal nitrite 15-45, water - the rest, or alkali metal borohydride 15-45, alkali 3-45, water - the rest, and the mass of the IG containing alkali metal nitrite, is 1-80% by weight of GOS; the mass of IG containing alkali metal borohydride is 1-30% by weight of GOS.
  • This method is based on thermochemical effects on the reservoir.
  • the main disadvantage of this method is the high market value of the components used in the binary mixture, which significantly limits the scope of its application. Due to the high cost of the components of the binary mixture, the known method can be used exclusively in productive formations with high porosity and, most importantly, with high permeability.
  • the cooling period of the heated part of the productive formation in the near-wellbore space is several months, and the heat of the heated part of the productive formation - the host rock should be sufficient so that during this time it passes through the heated zone to the well and is heated by the heat from the cooling near-well rock 4-5 servings of oil, each of which is equal to the mass of oil that was originally in the heated volume of the reservoir.
  • Another disadvantage of the known invention is that when 1 ton of ammonium nitrate (one of the binary mixture reagents) is decomposed in a heated reservoir, approximately 200 kg of oxygen is formed, which oxidizes 60 to 80 kg of oil. In this case, of course, up to 3.2 GJ of heat is generated in the reservoir, but the hydrocarbon resource is destroyed, for the extraction of which all oil production projects are carried out.
  • ammonium nitrate one of the binary mixture reagents
  • a known method of producing hydrocarbons using supercritical fluid and a system for implementing the method see published application US N ° 2014/0224491, 2014, "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"
  • a ground-based steam generating device obtaining supercritical “first aqueous fluid” (supercritical water) with its subsequent injection into the reservoir for heating in situ hydrocarbons, selection of heated hydrocarbons the surface of the well and the use of a “second water fluid” (supercritical water) for additional partial refinement of partially refined hydrocarbons taken from the reservoir in one of the surface devices to improve their quality in order to facilitate the delivery of hydrocarbons taken from the reservoir to the refinery for their final processing.
  • the known method can also be used to influence productive formations of oil shale shales (Shale Oil, English) (see page 4, [0035] p. 5.).
  • a disadvantage of the known method is that both the “first aqueous fluid” and the “second aqueous fluid” used for its implementation have an extremely simple composition and are supercritical water.
  • the “first aqueous fluid” used does not contain any other components that could increase the conversion of heavy hydrocarbons to lighter hydrocarbons or, for example, contribute to a decrease in their viscosity and density, and also increase the mobility / mobility of hydrocarbons in the reservoir.
  • first aqueous fluid used in the method would be higher if the composition of the “first aqueous fluid” included additional components such as hydrogen, carbon dioxide, carbon monoxide, methane and nanoscale hydrocarbon conversion catalysts, for example, in molecular or ionic form.
  • the in situ hydrocarbons After the in situ hydrocarbons have been partially ennobled in the reservoir using the “first water fluid”, they are delivered to the day surface of the well, where the partially reclaimed ones from the reservoir have been partially ennobled hydrocarbons are additionally partially refined using a “second aqueous fluid”.
  • TIP heat-insulating coating
  • hydraulic fracturing is performed to form a system of fractures connecting the injection and production wells ( Figure 2, position 6).
  • hydrothermal fluidization reactions of hydrocarbons, including kerogen are carried out.
  • Hydrocarbons liquefied in the reservoir are recovered to the surface of the well.
  • the first disadvantage of this method is the use of not one but two wells, one of which is injection, and the second is producing.
  • the second disadvantage of this method is the deliberate creation of mega-fractures of hydraulic fracturing / mega-fluid-conducting channels between two wells ( Figure 2, position 6).
  • the third disadvantage of this method is that the dominance of conductive heat transfer over convective does not allow for rapid heating of the reservoir and, therefore, fast and, most importantly, in sufficient quantities in-situ generation of synthetic hydrocarbons from bituminous oil and kerogen. This means that a fluid with an ever lower and lower hydrocarbon content and an ever greater and higher water content, the temperature of which exceeds the design temperature, will enter the production well during its operation.
  • a known method of underground gasification of a hydrocarbon-containing formation comprising drilling at least two production wells with vertically horizontal shafts passing in the underground formation, and at least , one gas outlet well, placement of electrodes in the vertical horizontal wellbores, heating the formation, obtaining a gas-vapor mixture and removing it through the gas exhausting hole, while the formation is heated by consecutive thermo-zoned sections, the first part approx heated by applying a voltage to the placed in horizontal wellbores to two electrodes between which an electric arc is initiated, until thermal breakdown in the interelectrode zone occurs in the surface layer of the well and formation of a resistive heating channel between the electrodes in it.
  • the formation is heated in subsequent sections by adjusting the current strength on the electrodes while simultaneously moving the electrodes in horizontal wellbores at a speed of 1.0-2.5 m / day.
  • the disadvantage of this method is that the heating of the formation is carried out by creating an electric arc in the wells using electrodes.
  • Such heating is not able to ensure formation heating at the required distance from the well, for example, heating the formation at a distance of 15-20 meters from the well.
  • the invention is also known (see publ. Application US » 2012/0261121 A1, 2014,” METHOD OF REDUCING OIL BENEATH THE GROUND "), according to which a working agent is generated on the surface of the well in the gasifier, consisting of steam saturated synthetic gas (hydrogen and hydrogen monoxide), which is then injected into the reservoir, in which the in situ hydrocarbons are cracked and hydrogenated / hydrogenated, resulting in a viscosity and the density of in-situ hydrocarbons decreases, and their quality improves. After this, partially refined hydrocarbons are taken from the reservoir to the surface of the well.
  • a working agent is generated on the surface of the well in the gasifier, consisting of steam saturated synthetic gas (hydrogen and hydrogen monoxide)
  • the in situ hydrocarbons are cracked and hydrogenated / hydrogenated, resulting in a viscosity and the density of in-situ hydrocarbons decreases, and their quality improves.
  • partially refined hydrocarbons are taken from the reservoir to the surface of the
  • the first disadvantage of the known invention is that an oxidizing agent is used to generate the synthesis gas - oxygen, which is first mixed with oil, and then oxygenated oil (oil-oxygen emulsion) is mixed with steam.
  • oxygenated oil oil-oxygen emulsion
  • the cost of the oxidizing agent is quite high and this increases the cost of using the known invention.
  • Another disadvantage of the known invention is that in order to increase the temperature of the syngas generation medium, part of the oil is burned / oxidized, the production of which is the goal of all oil production projects.
  • a third disadvantage of the known invention is that the generated synthetic gas has an extremely simple composition (hydrogen and carbon monoxide).
  • the effectiveness of the working agent of the known invention could be higher if carbon dioxide and methane (like a hydrocarbon solvent) were also present in its composition.
  • a fourth disadvantage of the known invention is that the transportation of pure oxygen and its non-alternative use in the known technological process of obtaining syngas as an oxidizing agent is associated with the need to comply with increased safety measures, which complicates the application of the known invention.
  • the known method and the device that implements it have a combined effect on formations containing hydrocarbons and / or solid organic substances, including the formation of a working agent, which is used mainly as water in a supercritical state (SK-water), and the subsequent injection of the working agent into the reservoir, and the working agent is pre-formed on the surface of the well in the surface SK-water generator containing the enrichment unit of the SK-water with the catalyst of the exothermic oxidation reaction, after which the working agent enriched with the specified catalyst is fed through the heat-insulated product pipeline to the well and / or to the bottom of the well into the zone of the exothermic oxidation reaction in the SK-water, while in the well and / or downhole reactive substances — organic compounds and an oxidizing agent of organic compounds in individual product pipelines, providing additional heating and an additional increase in pressure of the above precursor no working fluid generated due to the exothermic oxidation reactions in SC-water to form carbon dioxide (C
  • a catalyst is used in the form of ultra-sized particles (more than 100 nanometers (nm)) of metals and / or their oxides, or in the form of nanosized particles (less than 100 nm) of metals and / or their oxides, either in molecular form, or in ionic form, or in atomic-ionic form.
  • the catalyst may also be made in the form of a composition comprising catalysts in the form of ultra-dimensional particles of metals and / or their oxides, and / or in the form of nanosized particles of metals and / or their oxides, and / or in molecular form, and / or in ionic form, and / or in atomic ion form, or in any combination thereof.
  • Hydrocarbons for example, methanol (CHzOH), are used as organic compounds for the implementation of the method.
  • air or oxygen O2 or hydrogen peroxide H 2 O2 is used as an oxidizing agent of organic compounds for the implementation of the method.
  • a device for forming a working agent for acting on reservoirs containing hydrocarbons and / or solid organic substances includes a surface generator for forming a working agent in the form of supercritical water (SC water), a high-temperature packer, a product pipeline with thermal insulation for delivery to the well and / or the bottom hole of a pre-formed working agent on the day surface of the well by the ground generator of SK-water, and product pipelines for delivery to the well and / or bottom hole of the reaction agent uyuschih substances in the form of organic compounds and an oxidant of organic compounds, wherein the ground water is equipped with a generator unit CK- enrichment formed on the surface of the well working fluid catalytic exothermic oxidation reaction.
  • SC water supercritical water
  • CK- enrichment formed on the surface of the well working fluid catalytic exothermic oxidation reaction.
  • heat-generating devices operating on various types of fuel are used, including nuclear fuel, for example, thorium reactors.
  • ultrafine liquid thermal insulation based on aluminosilicate and / or ceramic ultrafine microspheres is used that can work for a long time in the presence of high temperatures (up to 600 ° C).
  • the product pipeline with thermal insulation is an assembly of tubing made of heat-resistant and corrosion-resistant steels, equipped with thermal insulation and connected by couplings.
  • Product pipelines for supplying reactive substances in the form of organic compounds and an oxidizing agent of organic compounds to the well and / or to the bottom of the well are assembled from separate pipe segments made of corrosion-resistant stainless steel, connected by couplings or made of a long clutchless pipe, and use a tube to form a low-temperature sub-packer zone Ranka-Hilsa, which is connected to the product pipeline with thermal insulation and delivers chilled pre-formed for a day to the sub-packer zone second surface of the well working agent.
  • the ground-based supercritical water generator generates supercritical water on the day surface, which, due to transport heat losses, having an insufficiently high temperature, requires additional additional heating after it is delivered to the bottom of the well.
  • an exothermic oxidation reaction of organic compounds in supercritical water is carried out in the presence of an oxidizing agent - hydrogen peroxide, which is used until May 5. % of the total mass of the working agent, for example, 5 kg of hydrogen peroxide per 100 kg of working agent.
  • the market value of hydrogen peroxide is quite high and its use in the known invention reduces the economic efficiency of the known method.
  • a very significant drawback is also the fact that in the known method, a working agent composed of supercritical water, carbon dioxide in a supercritical state and nanoscale catalysts is introduced into an unprepared productive formation, the permeability of which has not been previously restored to its original natural values and, all the more so not increased.
  • composition of the working agent does not provide the maximum possible deep conversion (hydroconversion) of kerogen and bituminous oil to synthetic hydrocarbons, as well as an effective qualitative molecular modification of bituminous oil into light hydrocarbon fractions - a deeper partial refinement of both low-permeability oil and bituminous oil.
  • the disadvantages of the known invention is that in the known method and device, some partial refinement of in-situ hydrocarbons is carried out only in the productive formation - in the in-situ high-temperature retort, and after the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons, their active further refinement ceases.
  • the technical result of this group of inventions is to expand the functionality of hydrocarbon production by ensuring their efficient production from low-permeable oil-kerogen-containing formations, as well as improving the quality of produced hydrocarbons due to molecular conversion of low-permeability rock oil and bituminous oil to lighter oils, as well as in-situ generation of synthetic hydrocarbons from solid organic matter - kerogen and from bituminous oil.
  • the specified technical result is ensured by the fact that in the hydrocarbon production method, which includes preparing working agents, injecting them through a product pipeline with thermal insulation into a producing formation with the aim of high-temperature thermochemical treatment of the producing formation to increase hydrocarbon production volumes, followed by hydrocarbon withdrawal in the well flowing mode and delivering them on the day surface through a heat-insulated product pipeline, the new thing is that in front of the main high-temperature ter by chemical effect on the reservoir, the natural fracturing and natural fluid conduits (natural permeability) in the bottomhole zone of the reservoir are restored by low-temperature thermochemical exposure to it with a working agent, followed by channel fixation with a nanopropant as a result of low-temperature thermochemical and catalytic effects using a working agent, as well as to increase intergranular permeability in the bottomhole zone of the well they expose the reservoir to acid thermochemical exposure using a working agent, followed by thermal exposure to the reservoir and conducting in-situ thermal explosions, and after the main high-temperature thermochemical effects (up
  • thermochemical impact on the reservoir a working exposure agent (RAV) III is used.
  • RAB JVTs I are used for conducting acid thermochemical effects on the reservoir.
  • thermochemical effects on the reservoir use RAV e P.
  • RAV N2 II is water in an ultra-supercritical or supercritical state, saturated with syngas in the composition of hydrogen, carbon dioxide, methane, carbon monoxide, as well as unconverted residual methanol or oil, or a mixture of oil and methanol.
  • Catalysts for the reforming of organic compounds for example, iron oxide nanoparticles (FeO, Fe20 3 C), and in order to increase the yield of hydrogen in ultra-supercritical water or in supercritical water, sodium hydroxide (NaOH) or nickel nanoparticles (Ni) are added as RAB Ns> II, as a catalyst or their mixture and formic acid (CH 2 O 2 )
  • catalysts are also used, such as nanosized particles of metals (Fe, Mn, V, Cr and Co) and metal salts (Fe () h) s, KM11O4, K 2 Mn0 4 , Na 2 Cr0 4 , K 2 C 4 , Na 2 Cr 2 0 7 , K 2 Cr 2 0 7 , KV0 3 , Co (N0 3 ) 3 , NaV0 3 , ⁇ ( ⁇ 0 3 ) 2 ⁇ 6 ⁇ 2 0, Mn (S0 4 ) ⁇ 6 ⁇ 2 0 and NH4VO3 .
  • metals Fe, Mn, V, Cr and Co
  • Fe () h) s metal salts
  • KM11O4 K 2 Mn0 4 , Na 2 Cr0 4 , K 2 C 4 , Na 2 Cr 2 0 7 , K 2 Cr 2 0 7 , KV0 3 , Co (N0 3 ) 3 , NaV0 3 , ⁇ ( ⁇ 0 3 ) 2 ⁇ 6 ⁇
  • RAB N ° P. A which is water in a supercritical state or in an ultra-supercritical state, saturated with carbon dioxide, as well as unconverted methanol or oil, or a mixture of methanol and oil, as well as reforming catalysts for organic compounds, for example, iron oxide nanoparticles (FeO, Fe 2 0 3 and Res0 4 ).
  • PAB N ° IV is used, which is either supercritical water saturated with nanoscale catalysts for the conversion of hydrocarbons, including nanoscale catalysts for the conversion of kerogen, in which nanoscale catalysts with particle sizes of metals or their oxides are used having a size of from 5 to 10Onm, or a homogeneous catalytic solution containing a nanocatalyst in molecular form with molecular sizes ⁇ 5 nm, for example, acetylac iron tononate or a nanocatalyst in ionic form, for example, a copper ion having a size of 77 picometers (pm / mer).
  • the nanoscale kerogen conversion catalysts used in the claimed group of inventions are mainly chlorides transition metals, for example, iron chlorides (FeCb, FeC), copper chlorides (CuCl, CuCb), nickel chloride (NiC), etc.
  • the most accessible nanoscale catalysts for kerogen conversion are iron chloride (FeCb) and copper chloride (CuCb), with a decomposition temperature of 1023 ° C and 992 ° C, respectively.
  • the preferred catalyst for the conversion of kerogen which is used in the claimed group of inventions, is copper chloride (CuCl), which at 5 wt. % in aqueous solution allows you to:
  • RAV ⁇ "LB which is either supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide, which are a catalytic nanopropant or supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of cerium, zirconium, tungsten.
  • PAB ⁇ ° ⁇ . ⁇ is used, which is a pseudo-supercritical fluid composed of supercritical water saturated with carbon dioxide and residual oil or methanol, or a mixture of residual oil and residual methanol (T up to 593 ° ⁇ at ⁇ up to 50 MPa).
  • RAB _Ns> 1.B and BAB N ° II are injected into the reservoir and the temperature in some local nanovolumes of the reservoir is brought to 800-900 ° C, and the pressure is up to 100 -200 MPa.
  • Syngas generation and nanodiamonds synthesis are also carried out in a flow tube reactor, for which a secondary working agent (BPA) ⁇ ° 2 is introduced into it, or other suitable ballasts (primary working agent), BPA or PAB, are adjusted in some local flow volumes of a flow tube the reactor temperature is up to 800-900 ° ⁇ and pressure is up to 100-200 MPa, and the sleeveless pipe of the flow tube reactor is equipped with nozzles that reduce the cross-sectional area formed by the inner surface of the tubing with thermal insulation and the outer surface of the sleeveless pipe.
  • BPA secondary working agent
  • PAB ballasts
  • each cycle of impact on the reservoir is completed, and each new cycle of impact on the reservoir, except the first, is started by injecting RAV ⁇ »P.A (T up to 800 ° ⁇ ) into the reservoir, while the intensity of the impact of RAV ⁇ » P.A on reservoir at the beginning of each new cycle and, excluding the first cycle, is always higher than the intensity of its impact on the reservoir at the end of the previous cycle.
  • the generator has the ability to connect the outlet to the column of tubing
  • the new one is that the technological complex is equipped with a mixer, a water treatment plant, connected with an outlet to the generator inlet, as well as an oxidation reactor for organic and inorganic compounds, a reforming reactor for organic compounds and an enrichment unit for organic compounds connected by the output to the first input of the reforming reactor of organic compounds, to the second input of which it is possible to connect the generator, and the output of the reforming reactor has the ability to connect to the tubing string
  • the generator is connected to the input of the oxidation reactor
  • the output of the oxidation reactor has the ability to connect to the tubing string, while the tubing string is coaxially positioned with a clearance without coupling a pipe to which it is possible to connect a container for cold water, or a container for an oxidizer
  • the mixer has the ability to connect the input to the generator, and the output to the
  • the mixer has the ability to connect with a container for surfactants or with a container for "surfactant-NANOXID.”
  • a capacity for a saturated colloidal solution has the ability to connect to an oxidation reactor.
  • the capacity for organic compounds has the ability to connect to the enrichment unit.
  • the tubing string and the sleeveless pipe located in it form a tubular flow reactor.
  • the ground-based ultra-supercritical water generator has a power of 0.5 to 50 MW and consists of heat-generating modules, each of which has a unit heat capacity of 0.5 to 5 MW.
  • FIG. 1 is a diagram of the structure of the in-situ retort
  • - figure 2 is a graph of the yield of hydrocarbons depending on the heating temperature of the reservoir
  • FIG. 4A is a pipe configuration in which a lower cut of a sleeveless pipe is located above a lower cut of a tubing;
  • FIG. 4B is a pipe configuration in which the lower sections of the tubing and the sleeveless pipe are located at the same level;
  • FIG. 4B is a pipe configuration in which a lower cut of a sleeveless pipe is located below a lower cut of a tubing;
  • Fig.1 1 in Fig.1 1 - the configuration of the technological complex in the implementation of high-temperature thermochemical effects on the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons;
  • - Fig.15 is a diagram of the bottom hole when selecting hydrocarbons from productive formation in the mode of well spouting with additional refinement of hydrocarbons;
  • - Fig.16 is a diagram of the bottom of the well when acting on productive formations occurring at a depth of less than 2200 meters, where
  • Fig.16 A is a pipe configuration that allows you to create ultra-supercritical or supercritical fluid in the tubing with a heat-insulating coating until the formation of ultra-supercritical or supercritical fluid in the reservoir,
  • Fig.16 B is a pipe configuration that is used when using RAV Ns LA, IB, II, III, and S.A. or after an ultra-supercritical or supercritical water or pseudo-supercritical medium is formed in the reservoir, and also in the selection of molecularly modified and partially modified hydrocarbons from the reservoir.
  • catalytic belt / filter in the near-wellbore volume, formed from a catalytic nanopropant in the form of nanoscale particles of metal oxides, mainly iron oxides;
  • a reservoir means host rock (nanoscale mineral matrix, nanoscale macroobject) containing in situ hydrocarbons in gaseous, liquid and solid form, as well as other heterogeneous components.
  • a feature of the Bazhenov reservoir is that its filtration properties are completely determined by primary layering (slit-like pore space) and secondary subvertical fracturing.
  • Subvertical cracks play a significant role in the formation of a bulk and integrated in-situ fluid-conducting system.
  • the rocks of the Bazhenov formation are in a uncompressed state (an anamously high in-situ pressure), and the fluids contained in them carry a significant lithostatic load and ensure the formation (catagenesis) and preservation (low permeability) of anomalously high in-situ pressure.
  • the abnormally high reservoir pressure of the Bazhenov formation is the result of catagenesis under conditions of deep occurrence of productive formations.
  • thermobitumen / bituminoids and mobile hydrocarbons - medium and heavy oils, low permeability oil (light oil), gaseous hydrocarbons (Ci - C4), hydrogen sulfide and other gases are formed from kerogen.
  • the pores of the reservoir can be "hollow” (filled with gases) or filled with the above-mentioned products of kerogen maturation - thermal bitumen and oils (low-permeability rock oil and / or bituminous oil).
  • Pores formed during kerogen catagenesis are classified as follows:
  • the reservoir of the Bazhenov formation is characterized by abnormally high reservoir pressures (coefficient: up to 1.7-1.8), up to 430 atm, in the presence of abnormally high reservoir temperatures, the values of which are in the range from 1 16 ° ⁇ to 134 ° ⁇ .
  • the reason for the simultaneous increase in temperature and pressure in the Bazhenov formation is the conversion of organic matter (kerogen) with a high density (1.12 g / cm 3 ) into synthetic hydrocarbons with a lower density and, as a result, an increase in the volume of intra-pore fluid by 1.33 times, which also leads to the formation of fracturing and an increase in the permeability of productive strata of the Bazhenov formation.
  • in-situ retort means a certain volume of the reservoir in which the in-situ (catalytic) retorting process is carried out.
  • An in-situ retort is a nano-geothermochemical reactor artificially formed in an oil-kerogen-containing reservoir, existing in a nanoscale mineral matrix filled predominantly with organic substances, which, according to in fact, are low-permeable reservoirs of oil and oil shale formations.
  • the artificially modified temperature of the in-situ retort is higher than the natural temperature surrounding the reservoir.
  • the artificially modified pressure of the in-situ retort is higher than the natural pressure surrounding the reservoir.
  • An in-situ retort is an underground georeactor artificially created in a productive oil-kerogen-containing formation, in which, when implementing the claimed group of inventions, the following in-situ catalytic retorting processes are carried out: steam reforming; autothermal reforming; partial oxidation of in situ hydrocarbons; water gas conversion; methanization; carbon formation and consumption; carbon dioxide reforming; partial refinement of in-situ hydrocarbons, their thermolysis or pyrolysis / hydropyrolysis, aquatermolysis, catalytic aquatermolysis, thermal, catalytic cracking, hydrothermal catalytic carbonization of residual in-situ hydrocarbons, which, collectively and as a whole, can be attributed to the basic processes of carbonization, liquefaction and gasification the claimed method in the reservoir and partly in the well for the molecular modification of in situ hydrocarbons, their partial refinement, and t kzhe formation on the inner surface nanoflyuidoprovodyaschi
  • the growth of the in-situ retort is cyclical. This is explained by the cyclical nature of the thermal and / or thermochemical effect on the reservoir, as well as the cyclical nature of the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it.
  • the geometric shape and volume of the in-situ retort are constantly changing while maintaining the overall growth trend.
  • the volume of the in-situ retort increases during the cyclic thermal and thermochemical effects on the reservoir and decreases during the cyclic selection of the molecularly modified and partially refined hydrocarbons from the reservoir, but the decrease in the volume of the in-situ retort always remains less than the previous increase in its volume, which, in as a whole, and ensures the cyclic process of growth of the in-situ retort, explains the cyclical nature of the increase in its volume and changes in its geometric shape while maintaining the general tendency of its growth.
  • the intra-layer retort in the claimed group of inventions is represented structurally consisting of three conventional temperature zones, which are characterized by different degrees of permeability (Fig 1.).
  • Zone - ⁇ ”1 conditional“ core ”of the in-situ retort has a temperature of 250 to 1000 ° C and is characterized by altered permeability.
  • Zone N ° 2 - the low-permeability “shell” of the in-situ retort has a temperature of 250 to 150 ° C and is characterized by a temporarily changed low permeability, which increases with temperature during the growth / development of the in-situ retort due to thermal and thermochemical effects on the reservoir.
  • Zone JST2 3 - has a temperature from the level of the natural in-situ temperature to 150 ° ⁇ (in the Bazhenov formation, the in-situ temperature is, on average, from 80 to 120 ° ⁇ ) and is characterized by almost unchanged in-situ natural permeability.
  • Process "1 - increase the mobility of oil of low permeability rocks (Si) and the desorption of the adsorbed inner surface of the open pores / fluid conduits of oil of low permeability rocks and gases, T up to 150 ° C.
  • polymer organic materials a geopolymer of irregular structure
  • kerogen approximately 10H300SN5O11
  • polymer organic materials a geopolymer of irregular structure
  • Each kerogen molecule is unique because it is a random combination of different monomers.
  • intermediate pyrobitumen is generated from kerogen, as well as liquid synthetic hydrocarbons and synthetic gas, mainly consisting of ⁇ 2, ⁇ 2, ⁇ 4, ⁇ , ⁇ , ⁇ 2 ⁇ 4, C3H8, CsNb, C4H, C4H8 and C5 +.
  • the kerogen of the Bazhenov Formation is distributed relatively evenly in its productive formations, which distinguishes the Bazhenov Formation, for example, from the Bakken North American oil field, in which kerogen is mainly concentrated in Upper and Lower Bakken.
  • the packs of the productive layer of the Bazhenov Formation with a low concentration of kerogen (Bazhen-Bakken) and a high content of mobile oil of low permeability rocks have a small thickness.
  • the Bazhenov formation contains Type II kerogen, the temperature of in-situ pyrolysis of which (400 ° C) is significantly lower than the temperature (about 50 ° C) necessary for complete in-situ pyrolysis of Type I kerogen contained in productive formations, for example, the Green River shale formation.
  • hydrocarbon potential (hydrocarbon reserves) contained in the kerogen of the Bazhenov formation taking into account its residual oil generation potential, is about 10 - 20 times and higher than the amount of low-permeability oil already in its productive formations and reaches a value of about 400 billion tons .
  • Light oil with a low density (0.771-0.819 g / cm 3 ), which is caused to a greater extent by a high yield of gasoline fractions (29- 54%), low tar and asphaltene content.
  • Recoverable oils are “light” and partially “medium” oils, the mass fraction of which, according to various estimates, is approximately 5 to 15% of the total hydrocarbon potential of Bazhen. That is, approximately, from 85 to 95% of the hydrocarbons of the Bazhenov formation cannot be extracted without the use of thermal oil recovery enhancement methods (EOR). “Heavy” oils are part of the “bituminous” oil, which also includes stationary thermal bitumen.
  • Thermal bitumen refers to immovable hydrocarbons and, without thermal or thermochemical effects, is a significant non-recoverable hydrocarbon resource of the Bazhenov, Domanik suite and other suites and formations, both in Russia and in the United States and the EU.
  • Thermobitumen is one of the components of bituminous oil, which also includes any type of inactive heavy and highly viscous oils related to "heavy" oils.
  • Intra-layer (catalytic) retorting Intra-layer (catalytic) retorting.
  • in-situ (catalytic) retorting means the totality of all processes referred to in the description of the term “In-situ retort”, the main purpose of which is the molecular modification of in-situ hydrocarbons, in-situ generation of synthetic hydrocarbons and their general irreversible partial refinement.
  • in-situ (catalytic) retorting include low-temperature oxidative reactions, aquathermolysis, catalytic aquatermolysis, thermolysis or pyrolysis, including dry pyrolysis and hydropyrolysis, catalytic hydropyrolysis, cracking in supercritical water, hydrocracking in supercritical water, and supercritical water.
  • Intra-layer (catalytic) retorting maximizes the degree of extraction of high-tech oil with the highest consumer value.
  • Dry pyrolysis pyrolysis in the absence of water
  • hydropyrolysis in the claimed group of inventions are the main processes of in-situ generation of synthetic hydrocarbons, mainly from kerogen and bituminous oil, not excluding the pyrolysis of low-permeability oil.
  • the quality of the synthetic oil generated inside the reservoir from kerogen synthetic oil corresponds to 24 ° API
  • the quality of the generated synthetic oil rises to 32 ° API
  • the claimed group of inventions uses both conductive and convective heating of the reservoir, but in both cases, given the low thermal conductivity (approximately 7.5-7.7 kJ / (m * K * h)) of the reservoirs of the Bazhenov formation, heating the reservoir is slow.
  • the quality of kerogen is no less significant.
  • a temperature of 350-400 ° C is sufficient for Type II kerogen, while a temperature equal to, on average, 450 ° C is necessary for the complete conversion of Type I kerogen to liquid and gaseous synthetic hydrocarbons.
  • Type II kerogen into liquid and gaseous synthetic hydrocarbons requires less activation energy than Type I kerogen.
  • the pressure can increase briefly up to 200 MPa.
  • kerogen When kerogen is converted to "oil", kerogen is first converted to bitumen or thermal bitumen and light hydrocarbons (mainly C1-C9) and only then to oil, gas and coke.
  • bitumen or thermal bitumen and light hydrocarbons mainly C1-C9
  • autofluidic fractures of the reservoir mean local nanoscale fractures rock continuity under thermal or thermochemical effects on it, mainly due to volumetric expansion or swelling of the in-situ fluids, bituminous oil and kerogen already contained in it, as well as the in-situ generation of synthetic hydrocarbons, mainly from bituminous oil and kerogen.
  • Intra-layer autofluid fractures of the reservoir are also carried out in open / connected pores and in fluid-conducting channels, in which case the process of renewal / restoration and fracture growth is realized at all three nanoscale levels, but mainly at the meso and macro levels.
  • Intra-reservoir autofluidic fractures of the reservoir in the claimed group of inventions represent one of the most significant tools for increasing the permeability of the reservoir.
  • PRA - primary working agents
  • BPA secondary working agents
  • RAV working exposure agents
  • RAV should be understood as working agents that are formed on the basis of ballasts and / or BPAs and are used for injection into the reservoir and, therefore, are intended to exert one or another impact on it.
  • ballasts are used:
  • PRA N ° 2 It is formed on the day surface of the well in a surface generator of ultra-supercritical water and is pure water in a supercritical state (T from 375 to 593 ° C and P to 45 MPa; enthalpy (h)
  • PRA 3 It is formed on the day surface of the well in a surface generator of ultra-supercritical water and is pure water in a subcritical state (T up to 375 ° C and P up to 45 MPa; enthalpy (p) - 1721.8 kJ / kg; density (p) - 629 kg / m 3 ); PRA N °. 4. It is formed on the day surface of the well and is pure cold water saturated with a nanoscale catalyst;
  • PRA ⁇ » 5 It is formed on the surface of the well and is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide, air or oxygen enriched air;
  • JSf2 ballasts 7 It is formed on the surface of the well and is cold water saturated with oil or methanol, or a mixture of oil and methanol.
  • BPA N ?. 1.A Formed at the bottom of the well.
  • the ballast temperature Ns 1 decreases, and the density increases, and thus, ballast N °. 1 is transformed into BPA No. 1.A, which is pure water in a supercritical state ( ⁇ from 375 to 593 ° ⁇ and ⁇ to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (counter) - 146 kg / m 3 ).
  • BPA N 1.A is one of the components of PAB N 1, 1.B and IV;
  • BPA No 1.B It is formed on the surface of the well "in the oxidation reactor by oxidizing mainly aluminum and / or zinc and / or iron or a mixture thereof in ballast No. 1, as a result of which ballast No. 1 is saturated with hydrogen and nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc oxide, and / or iron oxide and / or mixtures thereof.
  • BPA Ns 1.B is a single-phase multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid, saturated, predominantly, with nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide and / or mixtures thereof and hydrogen as a result of exothermic oxidation reaction predominantly, aluminum and / or zinc and / or iron or a mixture thereof in any possible proportion in the ballast N ° 1, heat and temperature of the ballast JSfo 1.B is always higher than the ballast temperature N2 1.
  • BPA ⁇ "1.B is the basis for the formation of RAB ⁇ »IB
  • BPA No LB It is formed on the day surface of the well due to the saturation of ballast N2 1 with an oxidizing agent in the form of ballast ⁇ ° 5 and further oxidation in the oxidation reactor of any suitable organic compounds, mainly oil or methanol, or a mixture of oil and methanol, in the form of ballast JN ° 7, as a result, ballasts JN ° 1 are saturated with carbon dioxide and are transformed into ballasts N ° 1.B.
  • BPA N2 1.V. is a single-phase multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid, saturated, carbon dioxide and unconverted residual oil or methanol, or a mixture of oil and methanol.
  • ballast N2 LB on the day surface of the well, it is saturated with a significant amount of CO 2 , which reduces the specific heat transport losses that occur during delivery of BPA N2 1.V. to the bottom of the well.
  • BPA N LB. is the basis for the formation of RAV N ⁇ . ⁇ .
  • BPA N 2.A It is formed on the day surface of the well in the organic compounds enrichment unit of the surface generator of ultra-supercritical water due to saturation of N2 1 or N2 2 ballasts with any organic compounds gasified in ultra-supercritical or supercritical water, but mainly with methanol and / or oil, or a mixture of oil and methanol.
  • the composition of BPA N ° 2. A water in an ultra-supercritical (when using ballasts N ° 1) or in a supercritical state (when using ballasts ⁇ "2); any organic compounds gasified in ultra-supercritical or supercritical water, but mainly methanol and / or oil, or a mixture of oil and methanol in an ultra-supercritical or supercritical state.
  • BPA N2 2.A. is the basis for the formation of RAV N °. P.
  • BPA N ° Z.A. is the basis for the formation of RAV o III.
  • BPA Z.B It is formed on the day surface of the well due to the saturation of the ballast with the composition "PAV-NANOXIDE", consisting of anionic surfactants and nanosized particles of metals and / or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe 2 03 and / or Bez ⁇ ), which are simultaneously they are a catalyst for the conversion of in-situ hydrocarbons and nanopropant (catalytic nanopropant), wedging and fixing the nanocracks of the reservoir.
  • PAV-NANOXIDE consisting of anionic surfactants and nanosized particles of metals and / or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe 2 03 and / or Bez ⁇ )
  • BPA Ns ZB water in a subcritical state; anionic surfactants; nanosized particles of metals or their oxides, mainly iron oxide (FeO, Fe 2 03 and / or Res0 4 ).
  • BPA NZ.B. is the basis for the formation of RAV N ° Sh.A.
  • BPA ⁇ ° 4.A. Formed at the bottom of the well. During the delivery of ballasts ⁇ ° 4 from the day surface of the well to its bottom at a constant pressure, the temperature of ballasts ⁇ ° 4 rises and the density decreases and, therefore, ballasts Ns> 4 are transformed into ballasts ⁇ »4.
  • A which is pure water, having a high temperature and being in a subcritical or supercritical state, saturated with nanoscale catalysts.
  • BPA N ° 4.A is one of the components of PAB Na IV.
  • BPA N ° 5. A. Formed at the bottom of the well. During the delivery of JY2 5 ballasts from the day surface of the well to its bottom with constant pressure, the ball 5 temperature increases and the density decreases, and thus, the ballast Ns? 5. transforms into BPA N ° 5. A, which is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide or air. BPA ⁇ ° 5. A. is one of the components used in the formation or in the composition of PAB ⁇ ° C..A. and 1.B.
  • BPA N ° 6. A Formed at the bottom of the well. During the delivery of ballast # 6 from the surface of the well to its bottom at constant pressure, the ballast temperature N ° 6 rises and the density decreases, and thus, ballast Ns 6 is transformed into ballast N ° 6. A, which is water saturated with acids or acid emulsions.
  • BPA N ° 6.A. is one of the components of PAB N ° I.
  • RAV N 0 . III Designed for low temperature thermochemical exposure. Formed at the bottom of the well. During the delivery to the bottom of the well, BPA N ° Z. A, at a constant pressure, its temperature decreases and its density increases, and thus, it is transformed into PAB N ° III.
  • the temperature of PAB N2 III at the time of its injection into the reservoir should not exceed 150 ° C.
  • RAV P.A. is intended for low-temperature thermochemocatalytic exposure with a nanopropant.
  • the temperature of PAB N2 ⁇ . ⁇ at the moment of its injection into the reservoir should not exceed 150 ° ⁇ .
  • RAV Ns? I is formed at the bottom of the well by mixing BPA N2 1.A and BPA N2 6.A.
  • RAV N2 I is a pseudo-supercritical fluid.
  • composition of the RAV N ° I supercritical water; acids or acidic emulsions.
  • RAV N2 1.A Designed for thermal exposure. Formed at the bottom of the well. In the process of delivery of JVTs 1 ballasts from the day surface of the well to its bottom with constant pressure, the ballast temperature N2 1 decreases and the density increases and, therefore, ballast ⁇ 2 1 is transformed into PAB N2 I.A, which is pure water in a supercritical state.
  • RAB No 1.B It is formed at the bottom of the well by mixing BPA N2 1.A and BPA N2 5.A and is used in the claimed method for conducting in-situ thermal explosions.
  • BPA 2.A gasification process due to the duration of the BPA 2.A gasification process, it can continue in the tubing during the delivery of BPA N ° 2. A to the bottom of the well, as well as in the sub-packer borehole zone to the bottom of the well.
  • the BPA transformation process is ⁇ »2.
  • PAB N ° II it can be completed in a surface organic compounds reforming reactor located on the surface of the well or in the well, but in close proximity to its surface and / or in the well in the tubing, and / or in the sub-packer borehole zone at the bottom of the well.
  • RAB N ° P.A. can warm up at the bottom of the well to an ultra-supercritical temperature (from 593 to 800 ° C) and in this case the concentration of carbon dioxide in it will always be higher than if BPA N ° 2 is used.
  • RAV N LB Designed for hydrogen-thermo-catalytic exposure using nanopropant. Formed at the bottom of the well.
  • BPA N °. 1.B During delivery of BPA N °. 1.B from the day surface of the well to its bottom at a constant pressure, the temperature of the BPA is N °. 1.B decreases, J and the density increases and, thus, BPA N2 1.B transforms into PAB N2 LB.
  • RAV N LB. is supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide, which are a catalytic nanopropant that wedges cracks and prevents the compaction of the productive formation during the selection of molecularly modified and partially hydrated hydrocarbons from it.
  • PAB N ° ⁇ . ⁇ . Designed for thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir. It is formed at the bottom of the well during the delivery process BP A Ns 1.V.
  • BPA ⁇ ° 1. V. decreases, and the density increases, and thus BPA ⁇ 2 1.V. transforms into a working exposure agent (RAV) ⁇ ° ⁇ . ⁇ .
  • PAB ⁇ ° ⁇ . ⁇ . is a pseudo-supercritical fluid or supercritical water saturated with carbon dioxide and not converted to residual oil or methanol, or a mixture of oil and methanol (T up to 593 ° C at P up to 45/50 MPa.).
  • the working agents used to implement the method are arranged in table ⁇ "1.
  • the claimed group of inventions uses the simplest bundles of working agents, simple bundles of working agents, complex bundles of working agents (Fig. 3.).
  • the simplest bundles of working agents include bundles of working agents in which ballasts are directly transformed into RAB.
  • ballast No. 1 is transformed upon delivery to the bottom of the well in RAV N ° LA.
  • Simple bundles of working agents include bundles in which ballasts are first transformed into BPAs and only then into RABs.
  • Complex bundles of working agents include bundles of working agents, in which, as a rule, two ballasts and two BP A form a RAB. To implement the claimed method, four complex bundles of working agents are used:
  • RAV II is the main working agent of the impact in the implementation of the claimed method.
  • supercritical water being the medium for the majority of in-situ processes, is also a hydrogen donor and takes part in processes / reactions of partial refinement (hydrogenation) and in-situ hydrocarbon modification (cracking) - acts as a molecular catalyst and an oxidizing agent at the same time, and also contributes to removal (cracking) of in-situ hydrocarbons of asphaltenes and heteroatoms of nitrogen, sulfur, nickel and vanadium (nitrogen, nickel and vanadium, in particular, increases the viscosity of liquid hydrocarbons, and nickel, vanadium and sulfur deactivate the catalysts).
  • supercritical water leaches easily soluble salts from sediments of the Bazhenov formation, and in the presence of an abnormally high reservoir pressure and its further increase (reenergization of the reservoir), supercritical water causes a sharp change in the mechanical state in overstressed clay rocks - it provokes their unloading and, as a result, cracking and stratification of dense rocks previously “combined” with such salts.
  • This provides additional ways of fluid filtration inside the reservoir and helps to increase the permeability of the reservoir and the formation of a volumetric and integrated fluid-conducting system in it.
  • PAB N ° II hydrogen (molecular), carbon dioxide, methane, carbon monoxide and unconverted residual organic compounds, including methanol and / or oil (or a mixture thereof) significantly increase the efficiency of the claimed method.
  • a feature of the claimed method lies in the fact that the enrichment of water with the gases mentioned above is carried out not through the use of mechanical devices (for example, high pressure compressors up to 500-600 bar), but through the use of the gasification process of organic compounds, including methanol, oil, and a mixture of oil and methanol and / or any other gasified organic compounds in ultra-supercritical water in a surface reforming organic compounds reactor.
  • mechanical devices for example, high pressure compressors up to 500-600 bar
  • the claimed method intensively uses not only nanoscale catalysts, mainly in molecular form, supercritical water - a molecular catalyst, which are hydrogen donors, but also hydrogen in molecular form, which is generated during gasification, mainly, but not limited to , methanol in ultra-supercritical water and, mainly, but not limited to, on the surface of the well in a surface reactor for reforming organic compounds.
  • the additional introduction of molecular hydrogen into the reservoir provides hydrogenation of low-permeability rock oil and bituminous oil, which is reflected in a significant decrease in their composition of asphaltenes and in a significant increase in the yield of liquid low-boiling hydrocarbons.
  • supercritical carbon dioxide generated during the gasification process mainly of methanol in a surface reactor for reforming organic compounds, when it enters the reservoir, dissolves in oil of low permeability rocks and, on the one hand, reduces its viscosity and density, and on the other hand, it contributes to its swelling - increase in volume and, therefore, takes a positive part in the process of re-energizing the reservoir.
  • PAS N ° II carbon dioxide, carbon monoxide, methane and hydrogen — reduces the transport heat loss during the delivery of PAS ⁇ ° II from the day surface of the well to the bottom of the well, which significantly increases the efficiency of the claimed method.
  • the supercritical methane generated during the gasification process mainly of methanol (methanization reaction) in a land-based methanol reforming reactor, is a good hydrocarbon solvent and when it enters the reservoir, supercritical methane dilutes both low-permeability oil and bituminous oil, reducing their viscosity and density, which ultimately enhances and accelerates the process of their drainage through nanoscale fluid-conducting channels of the reservoir in the near-wellbore zone and further into the well.
  • PAB N °.
  • unconverted methanol from May 0.1.% To May 50.%), which, being a polar co-solvent, in combination with supercritical carbon dioxide and / or carbon monoxide and supercritical water inhibits coke formation, which prolongs the catalytic activity of natural reservoir and nanoscale catalysts introduced into the reservoir.
  • Carbon monoxide / carbon monoxide (CO), being one of the products of the gasification reaction, preferably methanol in ultra-supercritical water in a surface reactor for reforming organic compounds, in the reservoir in combination with supercritical water is involved in the partial oxidation of in situ hydrocarbons and due to the water gas conversion reaction is involved in the in-situ generation of active / atomic hydrogen (hydrogen atom - H), which has a higher degree of activity and situ hydrogenation of hydrocarbons as compared to molecular hydrogen (hydrogen molecule - H2).
  • aromatic hydrocarbons are generated, which, being in a supercritical state, are themselves excellent bituminous hydrocarbon solvents oil, including thermal bitumen or, for example, "matrix oil” of the Orenburg oil and gas condensate field.
  • RAB the basis of which is water in the ultra-supercritical state or in the supercritical state, is saturated with various gases
  • partial refinement of hydrocarbons in supercritical water or in an aqueous supercritical fluid, or in an aqueous pseudo-supercritical fluid means such an improvement in their quality, which is characterized mainly by an irreversibly altered decrease in the size of their molecules and, accordingly, an irreversible decrease in the viscosity and density of such molecularly modified hydrocarbons.
  • Partial refinement of hydrocarbons reduces the concentration of heteroatoms in them, such as sulfur, nitrogen, nickel and vanadium.
  • aqueous supercritical fluid is referred to in the application for invention jN US 2014/0224491, 2014 “System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids” and “aqueous supercritical fluid” refers to pure water of various qualities in a supercritical state (see application for invention N ° US 2014/0224491 2014, paragraph 6.).
  • the refinement of hydrocarbons is carried out mainly in the reservoir inside the high-temperature in-situ retort (refinery N ° 1 in the in-situ retort), as in supercritical water, in supercritical water in the presence of hydrogen, carbon dioxide, hydrocarbon solvents and nanosized catalysts in molecular and ionic form, and in an environment in which water is absent, as well as when passing selected and partially enriched hydrocarbons through the near-well borehole belt / filter ”, through a catalytic nanopropant (refinery N ° 2 in the near-wellbore volume of the reservoir), then additionally into tubing with thermal insulation in supercritical water with the possible presence of hydrogen, carbon dioxide, hydrocarbon solvents and nanoscale catalysts in the form of oxide nanoparticles metals, as well as nanocatalysts in molecular and ionic form (cracking in supercritical water, hydrocracking in supercritical water, as well as catalytic cracking in supercritical water) (
  • synthetic oil (Synthetic Crude Oil, - SCO) is produced not only in the reservoir, but also in the flow tube reactor, in the tubing with thermal insulation, located inside the sleeveless pipe by cracking hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid, by catalytic cracking of hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid ide, or by the hydrocracking of hydrocarbons in supercritical water, either in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid and the most frequently used process of additional partial refinement of selected and already molecularly modified and partially hydrated hydrocarbons selected from the reservoir, is the process of cracking hydrocarbons in supercritical water, since in this case the use in the process of additional partial refinement of hydrogen hydrocarbons and nanoscale catalysts in molecular or ionic form, and whether in the
  • hydrocracking and catalytic cracking of hydrocarbons in supercritical water are nevertheless more effective cracking processes compared to simple cracking of hydrocarbons in supercritical water.
  • the process of partial refinement of hydrocarbons selected from the reservoir can be carried out as a separate independent operation without performing thermal or thermochemical effects on the reservoir if in situ hydrocarbons leave the reservoir without such impacts due to the high internal energy of the reservoir and their sufficient mobility - low viscosity, for example, as a result of high natural in-situ temperature.
  • the claimed group of inventions regarding partial refinement of hydrocarbons in supercritical water, or in an aqueous supercritical fluid, or in a pseudo-supercritical fluid constitutes the basis of the concept in accordance with which the introduction and implementation of hydrocarbon processing elements is carried out (partial refinement) into the process of their production and not only in the reservoir (“Underground Refinery”, refineries N ° 1 and 2), but also during their selection from the reservoir in thermal tubing with thermal insulation (“Refinery in the tubing”, - Refinery N ° 3), which, in essence, are a flow-through tube type reactor, mainly for the partial refinement of hydrocarbons selected from the reservoir in supercritical water or for the additional partial refinement of molecularly modified and partially refined hydrocarbons selected from the reservoir in supercritical water born hydrocarbons.
  • a tubular flow-through reactor as part of the technological complex, can also be installed in a well from which the selection of hydrocarbons, for one reason or another, is no longer carried out.
  • a tubular-type flow reactor installed in such a well is used in the claimed group of inventions for additional partial refinement of hydrocarbons taken from neighboring producing wells.
  • hydrocarbons selected from the reservoir they contain less sulfur, metals, heavy residues, and also have a lower viscosity and density (a higher degree of API / API) compared to in-situ hydrocarbons in their natural state, and therefore have and higher market / consumer value.
  • the catalytic nanopropant has sizes from 5 to 400-500 nm.
  • working agents are moved through the bottom-hole zone of the well in the direction from the well inland reservoir, and high-tech oil when it is taken from the depth of the reservoir in the direction of the well.
  • the bottom-hole zone of the well is most saturated with a catalytic nanopropant, which forms a kind of “catalytic belt / filter” around the well (Fig. 17.), through which high-tech oil moves and is partially refined during the oil selection process — the process of catalytic cracking of hydrocarbons in pseudo-supercritical fluid in-situ medium.
  • a film of complex composition including sulfur, which is toxic to the catalyst, is formed on the surface of the nanoparticle nanoparticles, which reduces the degree of catalytic activity of the catalytic nanopropant.
  • the technological method of in-situ regeneration of the catalytic nanoproppant is used due to the use, mainly, of pure SC water (PAB ⁇ » IA) or SK water saturated with supercritical carbon dioxide (PAB N ° P.A.
  • a volumetric “catalytic belt / filter” is formed from the catalytic nanopropant, due to saturation of the near-wellbore volume of the reservoir with nanocatalytic proppant, and the catalytic nanopropant itself is periodically regenerated by using, mainly, PAB ⁇ ° ⁇ . ⁇ ., RAV JN ° P.A. and RAV jY ° ⁇ . ⁇ .
  • Such a technique increases the efficiency of “in-situ refinery operations,” in general, and reduces operating costs when using the claimed group of inventions.
  • High-tech oil (BH) in the process of passing through the in-situ “catalytic belt / filter” is subjected to partial refinement.
  • BH High-tech oil
  • flowing from the in-situ “catalytic belt / filter” into the borehole has a higher quality than the BH before passing through the “catalytic filter / belt”.
  • the “catalytic belt / filter” is periodically regenerated through the use of PAB jY ⁇ I.A., PAB JYS I.A. and RAV ⁇ . ⁇ .
  • in-situ hydrocarbons mean hydrocarbons that have not yet been subjected to full thermal and / or thermochemical effects. Usually these include low permeability oil, tar oil, kerogen and hydrocarbon gases.
  • molecularly modified hydrocarbons hydrocarbons that have been subjected to thermal and / or thermochemical effects, as a result of which their molecular structure has been changed.
  • Mainly recoverable molecularly modified hydrocarbons include refined oil of low permeability rocks and refined bituminous oil, but in some cases also include synthetic hydrocarbons.
  • synthetic hydrocarbons hydrocarbons that, as a result of thermal and / or thermochemical effects, were generated from in-situ hydrocarbons, mainly from bituminous oil and kerogen, and also partially from low-permeability oil.
  • Mainly recoverable synthetic hydrocarbons include synthetic crude oil and synthetic hydrocarbon gases (Ci - C 4 ). It will also be understood by those skilled in the art that both molecularly modified and partially refined hydrocarbons as well as synthetic hydrocarbons are recovered from the reservoir on the well surface.
  • the term “molecularly modified and partially enriched hydrocarbons” also includes synthetic hydrocarbons, since synthetic hydrocarbons are, in fact, products of the process of in-situ molecular modification / conversion of kerogen, bituminous oil and, in part, low-permeability oil.
  • high-tech oil is also used, which, in essence, is a mixture consisting of molecularly modified and partially refined oil low-permeability rocks, molecularly modified and partially enriched bituminous oil, and synthetic oil generated mainly from kerogen and bituminous oil. After its selection from the reservoir, the high-tech oil is further refined in the downhole flow reactor when it is delivered from the bottom of the well to its surface.
  • adsorbed hydrocarbons are understood to mean in-situ hydrocarbons in gaseous and liquid form adsorbed in kerogen and on the inner surface of the rounded and slit pores of the reservoir, which can form a multimolecular layer on it, which reduces the effective “passage” thickness / cross-section of nanoscale fluid-conducting channels and , in general, the presence of a multimolecular layer of adsorbed hydrocarbons on the inner surface of open rounded and slotted pores is nano dimensional fluid-conducting channels reduces the permeability of the reservoir.
  • Adsorbed hydrocarbons can be completely or partially desorbed, for example, as a result of thermal and / or thermochemical effects on the reservoir.
  • Kerogen in its porous structure can retain from 50-80 mg of low-permeability oil / gram of rock.
  • the desorption of oil of low permeability rocks and hydrocarbon gases is one of the tasks that the claimed group of inventions solves and, thus, the desorbed oil of low permeability rocks is additionally involved in active development and becomes an object of production, while the desorbed hydrocarbons additionally energize the reservoir and, taking part in in-situ autofluid fractures, increase the permeability of the reservoir.
  • Nanoscale catalysts, nanopropant and catalytic nanopropant can also be used as catalysts, mainly in the form of nanosized metal particles and metal oxides.
  • Nanodispersed catalysts are used in the form nanorazmerngh metal particles, e.g., Fe, Mn, V, Ni , Cr, and Co, metal oxides, metal salts, such as molybdenum disulfide (M0S 2) which is used also in combination, for example, with the oxide aluminum (AI2O3) or cadmium sulfide (CdS), or salts of other metals, for example, Fe (W) h) KMn0 4 , K 2 Mn0 4 , Na 2 Cr0 4 , K 2 CJ 4 , Na 2 Cr 2 0 7 , K 2 Cr 2 0 7 , KV0 3 , Co (N0 3 ) 3 , NaV0 3 , Mn (N0 3 ) 2 ⁇ 6 ⁇ 2 0, Mn (S0 4 ) ⁇ 6H 2 0 and NH4VO3, which are also additionally used for increase catalytic activity and hydrogen generation rate for hydro king.
  • M0S 2 molybdenum disul
  • molecular and / or ionic catalysts with molecular / ion sizes of less than 1 nm are used.
  • Such catalysts mainly in molecular form, for example, iron acetylacetonate (gross formula (Hill system): Ci5H 2 iFeC> 6), having a diameter of less than 1 nm, play a major role in the processes of in-situ catalytic retorting of kerogen, bituminous oil and partially oil of low permeability rocks.
  • An example of an ionic catalyst can be a copper ion, the diameter of which is 77 ppm / RT (picometer).
  • Nanoscale proppant refers to microdimensional (> 100 nm) and nanosized ( ⁇ 100 nm) particles, mainly alumina (A Oz) and / or zinc oxide (ZnO), and / or iron oxides (FeO, BeO3 and BeC ⁇ (magnetite )).
  • zirconium oxides ZrCb
  • tungsten WO 3
  • other metal oxides can be used as nanoscale proppant.
  • Nanoscale proppant is used to fix nanoscale fluid-conducting channels, which reduces the intensity and speed of the process of compaction of a productive formation during its deenergization - in the process of selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it.
  • Nanoscale particles of metals such as silver, ruthenium, copper, cobalt, iron, manganese, cadmium, nickel, vanadium, and / or combinations thereof, which are also catalysts for processes of in-situ catalytic retorting of kerogen, bituminous oil and partially oil of low permeability rocks.
  • Nanoproppant fixes mainly meso and macro-fluid channels, that is, those fluid channels that play the most significant role in the process of selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir.
  • Nanoscale kerogen conversion catalysts used in the claimed group of inventions are preferably chlorides of transition metals, e.g., iron chloride (FeCl 2, FeC), copper chloride (CuCl, ICI), nickel chloride (NiCl 2), and others.
  • transition metals e.g., iron chloride (FeCl 2, FeC), copper chloride (CuCl, ICI), nickel chloride (NiCl 2), and others.
  • the choice of catalysts is very wide and, depending on the characteristics of the formation and the hydrocarbons contained in it, they can be individually selected for each individual field.
  • hydrocarbon solvents from the alkanes are generated in it from in-situ hydrocarbons, namely: Ci-SB (methane-hexane), which dissolve low-permeability rock oil and heavy hydrocarbons (bituminous oil), increasing their drainage ability, degree of mobility and, accordingly, recoverability from productive formation.
  • Ci-SB methane-hexane
  • alkanes mainly ethane, propane and butane
  • alkanes mainly ethane, propane and butane
  • ethylene C2H4
  • AO3 ultra-supercritical or supercritical water
  • ethylene C2H4
  • H 2 low-permeability rock oil and bituminous hydrogen oil
  • dehydrogenation reaction for example, ethane (C 2 H b )
  • methane in the presence of water in an ultra-supercritical or supercritical state and, for example, a nickel catalyst is converted into syngas (a methane conversion reaction) inside the reservoir, which contains significant for in-situ hydrogenation - partial refinement of low-permeability oil and bituminous oil hydrogen (H 2 ):
  • carbon monoxide when interacting with water in an ultra-supercritical or ⁇ supercritical state, transforms into significant for in-situ hydrogenation, partial refinement of low-permeability oil and bituminous oil hydrogen (H 2 ) and, thinning low-permeability oil and bituminous oil, carbon dioxide (C0 2), - the water-gas reaction:
  • Micro, meso and macrocracking Micro, meso and macrocracking. Micro, meso and macropores / fluid channels.
  • in-situ pores of the “inkwell” type are understood to mean such in-situ pores that, due to their spatial configuration, are capable of retaining liquid hydrocarbons and not giving them away during the selection of hydrocarbons from the reservoir.
  • One of the distinctive features of the claimed group of inventions is that to increase the degree of hydrocarbon recovery from in-situ pores of the "inkwell” type, the working agent (PAB) N2 P.A and liquid hydrocarbons contained in the in-situ pores of the "inkwell” type are used, undergoing in-situ gasification are transformed into synthetic gas, consisting mainly of hydrogen, methane, carbon dioxide and carbon monoxide.
  • PAB working agent
  • Permeability intergranular permeability, pore permeability and fractured permeability.
  • Altered increased permeability and altered reduced permeability are the results of thermal and / or thermochemical effects on the reservoir.
  • the claimed group of inventions distinguishes between isolated pores (round or slotted) and combined (connected) pores / fluid-conducting channels.
  • volumetric and integrated fluid-conducting system is one of the main tasks solved by the claimed group inventions due to the organization of integrated and, mainly, thermal and / or thermochemical effects on the reservoir.
  • the essence of the formation of a volumetric and integrated fluid-conducting system is to reduce the volume of isolated pore space in the reservoir and increase the volume of the combined pore space in it - interconnected into a volumetric and integrated fluid-conducting pore system and fluid-conducting channels at the micro, meso and macro levels.
  • the essence of the process of increasing the permeability of the reservoir is:
  • nanoscale fluid-conducting channels mainly in the near-wellbore volume of the reservoir due to the carbonization of hydrocarbons, as a result of which a nanopore carbon coating is formed on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels that allows fluids to travel through such nanoscale fluid-conducting channels having a nanopore carbon coating without resistance to friction and approximately 10-30 times faster than according to the “conventional” nanor dimensional fluid-conducting channels without such a nanopore carbon coating.
  • RABs contain CO and COg, which are partially converted in the reservoir to carbonic acid, which also dissolves carbonates and aluminosilicates, which ensures an increase in the intergranular permeability of the reservoir. Oxidizer.
  • hydrogen peroxide (H 2 O 2 ) is mainly used as an oxidizing agent, but ozone (Oz), oxygen (O 2 ) and / or air, or air enriched with oxygen (oxygen content up to 50) can also be used %) as well as nitric acid (HNO3) and various nitrates.
  • the critical state of a substance should be understood as such a state in which the difference (and the boundary) between its liquid and vapor / gaseous phases disappears. This state occurs at a critical temperature and critical pressure, which corresponds to the so-called critical density (p) of a substance.
  • both pure substances for example water
  • complex mixtures of various substances in the ultra-supercritical, supercritical, pseudo-ultra-supercritical and pseudo-supercritical state are used as a working agent.
  • thermodynamics there are no such concepts as “ultra-supercritical” or “advanced supercritical” parameters.
  • a typical range of supercritical parameters is a pressure of 24.5 to 28.5 MPa at a temperature of 374 ° C to 580 ° C.
  • water having a pressure above 28.5 MPa and a temperature above 593 ° C is called ultra-supercritical water or ultra-supercritical water
  • a fluid mixture having a pressure above 28.5 MPa and a temperature of 593 ° C is called multicomponent fluid in a pseudo-ultra-supercritical state or a multicomponent pseudo-ultra-supercritical fluid.
  • the main goal of preparing the reservoir is to maximize the permeability of the reservoir at the micro, meso and macro levels to increase the effectiveness of thermochemical effects, which involves:
  • the exothermic oxidation reaction of organic compounds in supercritical water and / or in ultra-supercritical water and / or in a pseudo-supercritical fluid (for example, a mixture of H2O and COg), and / or in a pseudo-ultra-supercritical fluid in the presence of oxidizing agent is primarily used in the reservoir for the implementation of in-situ thermal explosions with the aim of intensifying natural macrocracking and inducing new macrocracking, and is also used at the bottom of the well for generating a high-temperature pseudo-ultra-supercritical fluid (RAV Ns? P.A), having a temperature of up to 800 ° C, for partial intra-bed gasification of hydrocarbons.
  • a pseudo-supercritical fluid for example, a mixture of H2O and COg
  • the heat generated as a result of this reaction is used to heat the host rock and the in-situ hydrocarbons contained in it (concomitant, but not the main effect).
  • the use of the exothermic oxidation reaction of organic compounds in the reservoir in the claimed group of inventions differs significantly from the use of the exothermic oxidation reaction of organic compounds in the reservoir in the invention, (RF patent N ° 2403383, cl ⁇ 21 ⁇ 43 / 24,2009 g argue) in which exothermic the oxidation reaction of organic compounds in the reservoir is used, first of all, to heat the reservoir through the oxidation (in situ combustion) of a significant amount of the hydrocarbons contained in it, mainly in the form of kerogen.
  • the use of the exothermic reaction of oxidation of organic compounds at the bottom of the well also differs significantly from the method of using the exothermic reaction of oxidation of organic compounds at the bottom of the well in the group of inventions, (RF patent Ns 257626 7, KL.E21B43 / 24, 2015) in which the exothermic reaction of oxidation of organic compounds to bottom hole is used for the minimum necessary reheating of the working agent to a temperature of not more than 480 ° C, which is used to heat the reservoir.
  • the exothermic oxidation reaction of organic compounds at the bottom of the well is used, first of all, to generate a high-temperature pseudo-ultra-supercritical fluid (PAB ⁇ "P.A), with a temperature of up to 800 ° C, for partial in-situ gasification of hydrocarbons and only, secondly, the heat released as a result of This reaction at the bottom of the well is used to increase the temperature of the reservoir.
  • PAB ⁇ "P.A” pseudo-ultra-supercritical fluid
  • the selection of molecularly modified and partially refined hydrocarbons namely, refined oil of low permeability rocks, refined tar oil and synthetic hydrocarbons generated from kerogen and tar oil, is carried out through the zones reservoir with altered permeability in the well flowing mode.
  • in-reservoir pressure in the "core” the in-situ pressure of at least 2-3 MPa higher than hydrostatic and a maximum of 45-50 MPa;
  • water has a density of 343 kg / m 3 ;
  • an in-situ displacing pressure mode is formed that additionally energizes the productive reservoir during the selection of high-tech oil and thereby further supporting the functioning of the well flowing mode;
  • the energetic formation in the claimed group of inventions means the maximum possible increase in reservoir pressure - the internal energy of the reservoir, mainly in the "core" of the high-temperature in-situ retort.
  • a high degree of re-energization of the reservoir is achieved due to the fact that the reservoir of the Bazhenov formation has very low natural permeability, and the “core” of the in-situ retort itself is surrounded by a voluminous low-permeability “shell”, the permeability of which is even lower than the natural low permeability of the reservoir.
  • the process of re-energizing a productive formation through cyclic thermal and / or thermochemical effects can be figuratively compared, for example, with the process of inflating a camera of a soccer ball.
  • molecular blocking in the claimed group of inventions is meant the process of blocking nanoscale pores and fluid-conducting channels of the reservoir with large hydrocarbon molecules.
  • a decrease in the degree of molecular blockage of fluid-conducting channels is ensured during thermal and / or thermochemical exposure of the reservoir through:
  • thermochemical desorption of a hydrocarbon nanofilm consisting of several layers of liquid and gaseous hydrocarbon molecules from the inner surface of the closed rounded and slotted pores and the inner surface of the fluid-conducting channels of the volumetric and combined fluid-conducting system of the reservoir.
  • a nanoporous carbon coating in the form of a nanoporous carbon film is formed deliberately and purposefully on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels due to the high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of hydrocarbons, which is carried out during the implementation of intra-fluid / fluid-conducting channels of in-situ or thermal explosions due to the implementation of high-temperature thermochemical effects on the product an explicit formation based on the partial in situ gasification of hydrocarbons, the temperature, the above process is from 750 ° C to 800 ° C and above.
  • nanoporous carbon coating on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels is present in the near-wellbore volume of the reservoir and such a nanoporous carbon coating allows various fluids to move along nanoscale fluid-conducting channels with such nanoporous carbon coating with minimal friction and high speed, which, in general, leads to an increase in oil recovery factor and an increase in the volume of selection of high-tech oil from the reservoir.
  • a subsystem of high-speed fluid-conducting “channel-lines” is formed in the near-wellbore volume of the reservoir, through which fluids move both from the well into the reservoir and from the reservoir into the well with increased speed and minimal friction resistance.
  • catalytic belt / filter increases the efficiency of the carbonization of in-situ hydrocarbons and the formation of a nanoporous carbon coating on the inner surface of fluid-conducting channels.
  • the nanotechnological phenomenon described above which allows fluids to move in the near-wellbore volume of the reservoir along nanoscale fluid-conducting channels with a nanoporous carbon coating with increased speed and minimum resistance, is comparable to increasing the effective radius of the well without creating a depression on the reservoir, which eliminates the implementation of a negative scenario the process of compaction of the reservoir.
  • the forced injection of CO2 from the surface of the well using high-pressure compressor systems into the reservoir is not carried out, but for the implementation of the method uses carbon dioxide in a supercritical state (SC-COg).
  • SC-COg supercritical state
  • SK-CO2 is one of the products for downhole operations - in its sub-packaged space the exothermic reaction of oxidation of organic compounds in supercritical water in the presence of an oxidizing agent and SK-CO2 is one of the components of RAV N ° P.A.
  • SC- ⁇ 2 is generated during in-situ pyrolysis and predominantly hydrogenesis of kerogen using RAB JNfe I, LA, 1.B, II, P.A, LB and IV.
  • 80 kg CO 2 occupy a volume equal to 0.265 m 3 / m 3 in the reservoir with an average void porosity of the productive strata of the Bazhenov formation equal to 0.06 m 3 / m 3 or 4.4 times larger than the average volume of void porosity of the productive strata of the Bazhenov formation.
  • all high-tech oil may be 3.4 times (one volume will remain in the reservoir) completely displaced by the generated SK-CO2 from the productive layers of the Bazhenov formation into the well (justification for high oil recovery factor).
  • SC-COg dissolves in liquid hydrocarbons and at the same time they increase in volume up to 1.5 times, they swell, which enhances the re-energization of the productive formation in its in-situ retort.
  • SK-CO 2 Complete dissolution of SK-CO 2 in hydrocarbons is easier to achieve than dissolution in liquid hydrocarbons, for example, SK-methane (SK-CH4).
  • MDPS complete miscibility
  • bitumen thermal bitumen
  • the coke formation process begins at a temperature of 470-480 ° C and, as a result of a partial refinement of bitumen in simple pure supercritical coke water, more than as a result of partial refinement of bitumen in supercritical water saturated with hydrogen and carbon dioxide, which is a pseudo-supercritical fluid in its form.
  • surfactants are used that are part of both hydrophilic and hydrophobic surfactants.
  • Concentrations of surfactants in the working agent in the form of water in a subcritical state and the specific composition used in the claimed method of the claimed invention surfactant recipes are formulated for each field separately depending on the physicochemical properties of in situ hydrocarbons, the chemical and mineralogical composition of the host rock, and the filtration reservoir properties (FES) of the reservoir.
  • FES filtration reservoir properties
  • a working agent in the form of water in a subcritical state, saturated with a surfactant, is used for low-temperature impact on the reservoir, which is preceded by thermal and / or thermochemical effects.
  • syngas hydrocarbon, carbon dioxide, methane and carbon monoxide
  • thermal shock to the reservoir is organized and carried out at the end of any cycle of impact on the reservoir and / or before it begins to deenergize and after the deenergization of the reservoir is completed before each new cycle of impact on the reservoir begins, starting from the second cycle and, accordingly, excluding the first cycle of impact on the reservoir, as well as during the implementation of the main impact on the reservoir.
  • the goal of thermal shock to the reservoir at the end of any exposure cycle is to short-term maximize the increase in the permeability of the reservoir and its additional, possibly more powerful, but short-term energization.
  • the goal of heat stroke at the beginning of each new cycle of impact on the reservoir, starting from the second cycle, is mainly to restore and increase the permeability of the reservoir, which was somewhat reduced due to its compaction during its deenergization, in the process of molecular selection from the reservoir modified and partially enriched hydrocarbons in the mode of well spouting.
  • Heat stroke is a thermal hydro-carbonic fracture of a reservoir.
  • TGURPP surpasses hydraulic fracturing in its effectiveness, since it is performed using a high-temperature RAV (up to 800 ° ⁇ ) and in a productive formation already heated to a temperature of 350-450 ° ⁇ , in which during the previous cycle of exposure numerous open micro, meso and macrofluidic conduction channels, which are the input channels of PAB N ° P.A to the reservoir for the implementation of TGURPP in it, - induction in the reservoir of numerous, mainly macrocracks / macrofluidic conduits due to active use the use of open and interconnected micro / meso and macrocracks already existing in the reservoir.
  • nanopropant or catalytic nanopropant can be introduced into micro / meso and macrocracks of the reservoir to fix them by using, for example, PAB N ° I.B.
  • a flowing tubular reactor is a system consisting of tubing with thermal insulation and a sleeveless pipe located coaxially inside the tubing.
  • the length of the flow tube reactor can be from 100 to 4000 meters.
  • an artificial high-temperature in-situ retort is formed, heated, on average, to a temperature of 400 ° C, the volume of which, depending on the filtration-capacitive properties (PES) of the reservoir and its thickness, can be from 1 to 10 million cubic meters.
  • PES filtration-capacitive properties
  • an artificially formed high-temperature in-situ retort is a storage of thermal “artificial” geothermal energy.
  • Warm water is pumped into the injection well, which, passing through the nanoscale fluid-conducting channels of the in-situ high-temperature retort, is heated and then the selection of high-temperature water (from 400 to 100 ° C) in the supercritical state, in the form of superheated steam, wet steam, or in the form of hot water is carried out through producing well.
  • volume of in-situ high-temperature retort is 5 mln. m 3 , then such a decompressed well will produce 694 thousand MW / hour of thermal energy during the decommissioning period.
  • the generated thermal geothermal energy can be used to generate electrical energy or to heat residential premises, industrial enterprises, including greenhouse complexes.
  • the technological complex used to implement the claimed method includes installation 2 for water treatment.
  • the output of unit 2 is connected to the input of a ground-based ultra-supercritical water generator 4 (generator).
  • generator generator
  • the complex may have a different configuration.
  • the technological complex has a configuration in which the input of the generator 4 is connected to the output of the water treatment plant 2, and the output of the generator 4 is connected to the first input of the first mixer 6, the surfactant tank 8 is connected to its second input (Fig. 5.).
  • Position 10 in this figure indicates the bottom hole of the well And placed in the tubing well is indicated by 12, and the reservoir - by 14.
  • the downhole heat-resistant packer is indicated by 15, and the annular heat-resistant packer is indicated by 16.
  • the output of the first mixer 6 is connected to the tubing 12.
  • the container 8 is disconnected from the second input of the mixer 6 and the container 18 for the composition "SAW-NANOXIDE" is connected to the second input of the mixer 6.
  • the output of the mixer 6 is connected to the tubing 12.
  • the mixer 6 is disconnected from the generator 4.
  • clutchless pipe 25 which is connected 'with the container 23 for cold water, a saturated acid or acidic emulsions.
  • the output of the generator 4 is connected to the input of the tubing 12.
  • FIG. 9 shows the connection of the sleeveless pipe 25 with a capacity of 29 for the oxidizer.
  • tank 34 for organic compounds are connected to the organic enrichment unit 36 of the organic compounds of the surface reactor for reforming organic compounds 37, to which the output of the generator 4 is connected.
  • the output of the reactor 37 is connected to the input of the tubing 12.
  • an oxidizer tank 29 is connected to the sleeveless pipe 25.
  • thermocatalytic effect (Fig. 12.) on the reservoir, a tank 44 for cold water saturated with a nanoscale catalyst is connected to the sleeveless pipe, and the output of the generator 4 is connected to the tubing 12.
  • the generator 4 is connected to an oxidation reactor 48, which is also connected to a tank 49 for a saturated colloidal solution of cold water and microparticles, mainly aluminum and / or zinc, and / or iron, and / or mixtures thereof, and the output of the reactor 48 is connected to the tubing 12.
  • the generator 4 is connected to the first input of the second mixer 63, the second input of which is connected to the tank 64 for the oxidizer.
  • the first inlet of the oxidation reactor 48 is connected to the outlet of the second mixer 63, and the second to a vessel 69 for methanol, oil, or a mixture of oil and methanol.
  • the oxidation reactor 48 is connected to the tubing 12.
  • BPA N ° LB. 70 During delivery of BPA N ° LB. 70 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 at a constant pressure, the temperature of the BPA N ° 1.B. 70 decreases, and the density increases and, thus, BPA N ° 1.B. 70 transforms into RAV N ° ⁇ . ⁇ . 71 and is supercritical water saturated with carbon dioxide and residual oil or methanol or a mixture of residual oil and methanol or a pseudo-supercritical fluid consisting of water, carbon dioxide, as well as residual oil or methanol, or a mixture of residual oil and residual methanol 71.
  • PAB I. ° I. G. 71 is injected into the reservoir 14 for the implementation of thermohydrocarbon dioxide effects on the reservoir 14.
  • a distinctive feature of the claimed technological complex from the closest analogue is the possibility of simultaneous use of a surface generator 4 of ultra-supercritical water, a reforming reactor of organic compounds 37 and an oxidation reactor of organic and inorganic compounds 48, which allows the generation of ultra-supercritical water (U-SCW, - Ultra - Supercritical Water), to carry out gasification (both the most complete and partial) of organic compounds (SCWG, - Supercritical Water Gasification) and oxidation (as the most More complete and partial), both organic (e.g. methanol) and inorganic (e.g., metal) compounds / substances (SCWO, - Supercritical Water Oxidation).
  • supercritical water saturated with methanol can be delivered to the bottom of well 10 through the tubing 12 to the bottom of well 10, and an oxidizer can be delivered simultaneously to the bottom 10 of well 1 1 through the sleeveless pipe 25.
  • the oxidizing agent heats up and already in the sleeveless pipe 25 passes into a supercritical state.
  • Clutchless pipe 25 can be entered and withdrawn from the well without removing tubing 12 from the well 11. This improves efficiency operation of the claimed technological complex and reduce the downtime of the well.
  • the layout of the pipe-in-pipe product pipeline used in the technological complex a sleeveless pipe 25 located coaxially inside the tubing 12, is essentially a tubular flow reactor with a length of 100 to 4000 meters.
  • the lower section of the sleeveless pipe can be lower at a distance of 1 to 100 meters from the lower cut of the tubing in the case of using a vertical or directionally-deviated well (Fig. 4. B) or at a distance of 1 to 1000 meters from the lower cut of the tubing in case of use horizontal well.
  • a sleeveless pipe can freely move in the tubing cavity and change its position depending on the production conditions and impact targets.
  • the implementation of the claimed method uses aggressive working agents, such as water in an ultra-supercritical state, water in a supercritical state, pseudo-ultra-supercritical fluids, pseudo-supercritical fluids and fluids saturated with acids and acidic emulsions, for manufacturing units and assemblies of the technological complex, it is necessary to use titanium, as well as high alloy steels and alloys with high corrosion resistance, heat resistance and heat resistance.
  • aggressive working agents such as water in an ultra-supercritical state, water in a supercritical state, pseudo-ultra-supercritical fluids, pseudo-supercritical fluids and fluids saturated with acids and acidic emulsions
  • the ultra-supercritical water generation unit of a ground-based ultra-supercritical water generator is most suitable to be made of SS316 steel, titanium, nickel and alloys: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617 / 617B, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 and 740H .
  • the reforming reactor for organic compounds can be made of SS316 steel, titanium, nickel and alloys: nickel and copper, Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617 / 617B, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 and 740H.
  • the oxidation reactor can be made of SS316 steel, titanium, nickel and alloys: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617 / 617B, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 and 740H.
  • the tubing must be made exclusively of titanium.
  • a ground-based ultra-supercritical water generator should have a power of 0.5 to 50 MW and usually consists of heat-generating modules, each of which has a unit thermal power of 0.5 to 5 MW.
  • unprepared associated petroleum gas can also be used as fuel for the ground-based ultra-supercritical water generator.
  • a heating element of a ground-based ultra-supercritical water generator it is most advisable to use a heating element made of highly porous cellular material (HPLM) made mainly of zirconium oxide having a different pore density per inch (PPI) from 10 to 100, or other suitable materials mounted on a perforated pipe made of molybdenum, through which the fuel mixture, for example, unprepared associated petroleum gas and air, is supplied in heat an extractive element made of HPLC having a different pore density per inch, which is used as refractory metals or alloys.
  • HPLM highly porous cellular material
  • PPI pore density per inch
  • the work of the technological complex can be carried out both in manual and in automatic mode.
  • the claimed method using the above technological complex, is as follows.
  • Stage 5 Transfer of the oil well to the operating mode of the geothermal well, - geothermal decommission of the oil well.
  • the first operation of this stage is the implementation of low-temperature thermochemical effects on the reservoir (Fig. 5).
  • water 1 is supplied to the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground generator 4 of ultra-supercritical water, where it is heated to a temperature of 150 to 250 ° C (pressure up to 45 MPa) and transformed into water 5, which is PRA Ns 3.
  • Ns 3 ballasts in mixer 6 are mixed with surfactant 7 supplied to mixer 6 from tank 8, as a result of mixing saturated surfactant water 9 is obtained, which is BPA N2 Z.A. BPA N ° 3.
  • a no HKT 12 is delivered to the bottom 10 of the well, in which it is transformed into PAB III 13, injected into the reservoir 14 and provides a low-temperature thermochemical effect on it.
  • Carrying out this operation using RAV III ensures the restoration of natural fracturing and / or natural fluid-conducting channels in the near-well zone of the productive formation, and also increases the injectivity of the bottom-hole zone of the well and prevents the formation of a low-permeability “shell” around the natural fracturing and / or fluid-conducting channels in the near-wellbore zone.
  • thermochemocatalytic exposure with nanopropant (1.2.)
  • Fig. 6. The second operation of this stage is the implementation of low-temperature thermochemocatalytic exposure with nanopropant
  • water 1 is supplied to the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of 150 to 250 ° C (pressure up to 45 MPa) and transformed into water 5, which is ballast N ° 3.
  • ballast ⁇ ° 3 in the mixer 6 is mixed with the composition “PAV-NANOXIDE” 17, which enters the mixer 6 from the tank 18, as a result of which it is transformed into water 19 saturated with “PAV-NANOXIDE” 17, which is BP A ”Z. B. 19.
  • composition of BPA N ° Z. B water in a subcritical state; anionic surfactants; nanoscale particles of metals or their oxides, mainly iron oxide (FeO, BegO3 and / or BezO-, which are both a catalyst and a nanoscale proppant.
  • thermochemical and thermochemocatalytic effects in general are short-lived and are carried out to increase the injectivity of the bottom-hole zone of the well, which allows, in particular, to increase the efficiency of the subsequent thermal and high-temperature thermochemical effects on the reservoir.
  • Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature from 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast N ° 1 21.
  • ballast N ° 1 During the delivery of ballast N ° 1 from the day surface of the well 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of ballast N2 1 decreases and the density increases, and thus, ballast N ° 1 transforms into ballast N ° 1.
  • cold water saturated with acid or acidic emulsions 24 or ballasts JY O 6. comes from tank 23 into the sleeveless pipe 25. 24.
  • ballasts N ° 6. 24 In the process of delivery of ballasts N ° 6. 24 from the day surface of the borehole 11 to its bottom 10 at constant pressure, the temperature of ballasts 24 ° 6. 24 rises and the density decreases and, therefore, ballasts Ns 6. 24 are transformed into BRA ⁇ ° 6. A. 26.
  • BPA N »LA. 22 and BPA Ns 6.A. 26 are mixed and, thus, the formation of PAB N I. I. 27 is completed, which is then injected into the reservoir 14 to effect an acid thermochemical effect on the reservoir 14.
  • PAB Ns> I. 27 is a pseudo-supercritical fluid.
  • composition of RAB N ° I. 27 supercritical water; acids or acidic emulsions.
  • Acid thermochemical effect is necessary to increase intergranular permeability and relieve colmatization in the bottomhole zone of the reservoir and can be used mainly both in the process of preparing the reservoir for thermochemical treatment, and as an additional process step already in the process of the main thermochemical treatment, for which injection of RAV No. II is stopped for example and the RAV injection begins N ° I.
  • RAB Ns II is again injected into the reservoir, mainly without exposure to the reaction, and in this way the thermochemical treatment of the reservoir continues.
  • RAV ⁇ ° I ensures that the bottomhole zone of the well is cleaned of already dissolved and insoluble coagulating substances in solid micro and nanodispersed form, which, in general, increases the intergranular permeability of the bottomhole zone of the well and its ability to receive working exposure agents (RAV).
  • Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast N ° 1. 21.
  • ballast N 1 During the delivery of ballast N 1 from the surface of the well 11 to its bottom 10 through tubing 12 at a constant pressure, the ballast temperature N_> 1 decreases, and the density increases, and thus, ballast N ° 1 transforms into RAV ⁇ ° LA. 28, which is pure water in a supercritical state ( ⁇ up to 593 ° ⁇ and ⁇ up to 45 MPa).
  • PAB N-> LA is injected into the reservoir 14 to effect thermal effects on the reservoir 14.
  • the thermal effect of the RAV N ° LA on the reservoir increases the permeability of the reservoir at the micro / meso and macro levels.
  • Thermal exposure is one of the important operations that are part of a set of measures aimed at preparing the reservoir for the final operation of the first stage - the implementation of in-situ thermal explosions and the subsequent main thermochemical effect.
  • the goal of heat exposure is also the formation of a stable supercritical fluid inside a certain part of the reservoir by filling rounded and crevice pores with flowing RAB ⁇ »I.A - flowing water in a supercritical state.
  • RAB JSfo I.A It is also used to restore the catalytic activity of the catalytic nanopropant inside the reservoir, which is introduced into the reservoir through the use of PAB ⁇ ° I.B. and with which the predominantly bottom-hole zone of the reservoir is saturated (“catalytic belt / filter”).
  • water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the ground-based ultra-supercritical water generator 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast N ° 1 21.
  • the temperature of the ballast N ° 1 decreases and the density increases and, therefore, the ballast N ° 1 transforms into the ballast N ° 1.A.
  • oxidizer 30 or JSfe 5 ballast flows from tank 29 to the sleeveless pipe 25.
  • ballast N ° 5 In the process of delivery of ballast N ° 5 from the day surface of the borehole 11 to its bottom 10 through a sleeveless pipe 25 at constant pressure, the temperature of ballast N ° 5 rises and its density decreases, and thus, ballast N ° 5. is transformed into ballast N ° 5.
  • a 31 which is an oxidizing agent in the form of oxygen, ozone, hydrogen peroxide or air in a subcritical or supercritical state.
  • BPA JVb 1.A and BPA N ° 5. A are mixed and, thus, formation of PAB N2 1.B 32 is completed, which is then injected into the reservoir 14 to effect heat on the reservoir 14.
  • RAB N ° 1.B is a pseudo-supercritical fluid.
  • the composition of RAV 1.B supercritical water saturated with an oxidizing agent.
  • RAV N ° 1.B provides for the implementation of thermal explosions in the reservoir with the goal of increasing permeability at the micro / meso and macro levels.
  • Intra-layer thermal explosions are used in the claimed method for purposefully increasing the permeability of the reservoir at the macro level due to the intensification of natural and inducing new macrocracks.
  • in-situ thermal explosions is one of the main measures included in the set of measures aimed mainly at preparing the reservoir for the subsequent main thermochemical effect.
  • Intra-layer thermal explosions in the claimed group of inventions are also used for targeted explosive oxidation of heavy unrecoverable even during thermochemical exposure hydrocarbons, - heavy oil residues, as well as aromatic hydrocarbons and for the oxidation of unconverted low-value kerogen residues.
  • Such in-situ thermal explosions are carried out in the claimed group of inventions at the beginning of each new cycle of exposure to the reservoir, excluding the first cycle of exposure, as well as before or after the high-temperature thermochemical treatment of the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons using RAV N “P.A., having a temperature of up to 800 ° C.
  • This nanoporous carbon nanofilm allows fluids with minimal friction to increase by orders of magnitude (10 to 30 times) the speed of their movement through such nanoscale fluid-conducting channels, mainly in the near-wellbore volume of the reservoir and, thus, significantly increase the permeability of the reservoir in the volume of the reservoir, in which there are such nanoscale fluid-conducting channels having such a nanoporous carbon coating on their inner surface.
  • Intra-layer thermal explosions eliminate the need for preliminary hydraulic fracturing or multi-stage hydraulic fracturing to increase the permeability of productive formations of oil shale formations (Bazhenov and other suites) at the macro level.
  • the pore surface of the free pore space increases by 30 - 35 million cm 2 / m 3 of the reservoir, and the pore volume by 20-22 thousand cm 3 / m 3 .
  • multistage fracturing increases the volume of free pore space of the reservoir, on average, only by 70-100 cm 3 / m 3 .
  • the implementation of the first stage ensures maximum fracturing of the reservoir and its fixation with a nanopropant, which, in general, leads to an increase in the stable permeability of the reservoir, additionally supported by the re-energization of the reservoir, - an increase in the in-situ pressure.
  • the second stage is carried out - the main impact (II.) On the reservoir, which consists of the following sequentially performed operations.
  • thermochemical exposure is carried out on the basis of surface and / or downhole gasification of gasified in ultra-supercritical or supercritical water of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil (Fig. 10.).
  • water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water or ⁇ 1 21 or to a temperature of up to 593 ° ⁇ and is transformed into supercritical water or ballast Ns 2. 33.
  • either the PRA N ° 1 or the PRA N ° 2 is supplied from the ground-based ultra-supercritical water generator 4 to the organic enrichment unit 36 of the surface reforming reactor of organic compounds 37 from the surface generator 34, and organic compounds 35, mainly in the form of methanol, oil, come from the tank 34 water saturated with oil) or a mixture of oil and methanol, which are transformed into BPA N2 2.
  • A. 38 is a pseudo-ultra-supercritical fluid
  • A. 39 is a pseudo-supercritical fluid.
  • PAB N ° II 40/41 is formed mainly in the surface reactor for the reforming of organic compounds 37 due to the gasification of BPA Na 2. A. However, in some cases, due to the duration of the gasification process, BPA Na 2.A, it can continue in the tubing 12 in BPA delivery process N ° 2. And to the bottom of the well, as well as in the sub-packer borehole zone at the bottom of 10 wells 11.
  • A is transformed into PAB N ° I. 40, and BPA Ke 2.
  • A. 39 is transformed into PAB N 0 . P. 41.
  • RAV ⁇ “P. 40 differs from RAV N“ P. 41 in that the temperature of RAV Ns P. 40 is always higher than the temperature of RAV N °. P. 41 and, as a consequence, the fact that the degree of conversion of organic compounds to gases in RAV JNo and 40 is always higher than the degree of conversion of organic compounds to gases in RAV N2 II 41.
  • RAB N ?. II 40/41 is injected into the reservoir 14 to effect high-temperature thermochemical effects based on surface and / or borehole gasification of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or in supercritical water onto the reservoir 14.
  • RAV No. P. is used to carry out thermochemical effects based on surface and / or downhole gasification of organic compounds, including methanol and / or oil or a mixture of methanol and oil in ultra-supercritical water or in supercritical water.
  • RAV No. II is a single-phase multicomponent fluid in a supercritical state ( ⁇ up to 593 ° ⁇ and ⁇ up to 45 MPa) - a pseudo-supercritical fluid.
  • thermochemical effect based on surface and / or downhole gasification of organic compounds solves the following problems:
  • an exothermic oxidation reaction of organic compounds mainly methanol in supercritical water in the presence of an oxidizing agent is used.
  • the temperature of the working agent at the bottom increases to the required technological values, and the working agent itself is enriched with carbon dioxide, which, along with water, is one of the products of such a reaction
  • the gasification reaction of any gasified organic compounds including mainly methanol, as well as oil or a mixture of methanol and oil, in ultra-supercritical and / or supercritical water, due to which PAB No.
  • the gasification reaction of organic compounds proceeds in ultra-supercritical water or in supercritical water without the presence of oxidizing agents such as ozone, oxygen, hydrogen peroxide, air, etc.
  • inventive method for gasification can be used almost any gasified organic compounds, but mainly methanol.
  • the reactor for reforming organic compounds in ultra-supercritical water can be located both on the day surface of the well and in the well itself, but in close proximity to its day surface.
  • the gasification process used in the claimed invention for example methanol, or the reforming process, for example, methanol into gases in ultra-supercritical water, can be described by five basic chemical reactions:
  • the methanol reforming reaction in ultra-supercritical water (3) is the sum of the methanol decomposition reaction (1) and the water gas conversion reaction (2). Reaction (2) is slightly exothermic, while reactions (1) and (3) are endothermic.
  • the claimed group of inventions mainly uses the organization of the above reactions, which allows to completely compensate for the heat (1) by the exothermic oxidation reaction (2) and the hydrogenation of carbon monoxide (4) and carbon dioxide (5) by hydrogen atoms and even in some cases achieve exothermicity process as a whole.
  • ultra-supercritical water is enriched mainly with hydrogen (Hg) and carbon dioxide (COg), as well as methane (CH 4 ) and carbon monoxide (CO), and thus
  • Hg hydrogen
  • COg carbon dioxide
  • methane CH 4
  • CO carbon monoxide
  • the gasification process can continue in the tubing during the BPA N ° 2 delivery. And to the bottom of the well, as well as in the sub-packer borehole zone at the bottom of the well.
  • a relatively inexpensive catalyst in the form of iron oxide nanoparticles (FeO, Fe 2 0 3 and Fe 3 0 4 ) and then it is legitimate to assert that in the claimed method, along with the process of non-catalytic gasification of organic compounds, the process of catalytic gasification of organic compounds is also used, which allows reduce the activation energy and achieve the same degree of completeness of the conversion of organic compounds into gases enriched in hydrogen at a lower temperature.
  • ultra-supercritical water is used to form RAB N “II, mainly in the temperature range from 600 to 650 ° C, and the duration of the gasification process to achieve almost complete methanol conversion (from 93.3 to 99.7% ) at such temperatures is from 7-8 to 40-50 seconds.
  • the duration of the gasification process is from 7-8 to 40-50 seconds.
  • the volume fraction of the yield of hydrogen decreases, and the volume fractions of the yield of carbon dioxide and methane increase, which is explained by the activation of methanization reactions (4) and (5), 7-8 seconds after the start methanol reforming process.
  • the degree of methanol conversion at its concentration is May 26.6. % does not exceed 50-55% and PAB N. II compositionally consists of water, hydrogen, carbon dioxide, methane, carbon monoxide and residual methanol.
  • the composition of PAB N ° II has the following composition:
  • composition of PAB Ns II has the following form:
  • composition of RAB ⁇ "II has the following form:
  • the composition of PAB N ° II has the following form:
  • sodium hydroxide (NaOH) or nickel (Ni) nanoparticles can be added as a catalyst or a mixture thereof.
  • nickel nanoparticles increases the yield of hydrogen
  • sodium hydroxide increases the selectivity of the gasification process in favor of increasing the yield of hydrogen
  • the most effective is the addition of a mixture of sodium hydroxide (1.68 May.%) And nickel nanoparticles (3.34 May.%) To the reaction medium, which makes it possible to achieve a hydrogen yield of 4.65 mol of hydrogen per 1 kg of gasified organic matter.
  • potassium carbonate K 2 CO 3
  • Another effective hydrogen-enhancing supplement may be formic acid (CH 2 0 2 ). With the addition of May 6. % formic acid in the reaction medium, the maximum yield of hydrogen is up to 10 or more mol per 1 kg of gasified organic matter.
  • the process of gasification of oil in ultra-supercritical water (T from 593 ° C to 650 ° C and P to 45 MPa) and in supercritical water (T from 500 to 593 ° C and P to 45 MPa ) At the same time, at a temperature of 500 ° C, a pressure of 45 MPa and in the presence of a catalyst, potassium hydroxide (KOH), almost complete conversion of oil (97-98%) into gases is achieved in 190-220 seconds:
  • the highest yield of the molar fraction of hydrogen is achieved in 190 seconds at a temperature of - 500 ° C and is 78%.
  • the molar fraction of methane increases from 1 1 to 38% (190 seconds), as the molar fraction of carbon dioxide increases from 12 to 30% (190 seconds).
  • a supercritical aqueous medium having a temperature of 500 ° C is more preferable and optimal than an ultra-supercritical aqueous medium having a temperature of 600 to 650 ° C, which is more suitable for gasification methanol.
  • the duration of this process of gasification of a mixture of oil and methanol is from 15 to 20 minutes, and the degree of conversion, respectively, is from 80 (15 minutes) to 90.3% (20 minutes).
  • glycerin is also gasified.
  • the degree of glycerol conversion (glycerol concentration: 3 wt.%) In supercritical water up to 600 ° C is very low, and the complete glycerol conversion is carried out in ultra-supercritical water without catalysts at a temperature of about 700 ° C.
  • the duration of the process of gasification of glycerol does not have a special effect on the efficiency and degree of conversion.
  • the yield of hydrogen and carbon dioxide increases; the carbon monoxide content is reduced, and the amount of methane remains unchanged.
  • the yield of hydrogen and methane increases with an increase in the duration of the gasification process and, since in the claimed method, the duration of the delivery process to the bottom of the BPA N ° 2 A. Since the day surface of the well is several minutes (depending on the volume of RAVP injection into the reservoir), the claimed method provides the maximum yield of both hydrogen and methane in p result of the gasification of any organic compounds.
  • the used PAB ⁇ ° II has a constant basic composition: water, syngas (syngas: hydrogen, methane, carbon dioxide, carbon monoxide) and residual unconverted organic compounds, including methanol and / or oil, which can flexibly change only at a quantitative level of mass ( May.%) and volume fractions (vol.%) of its components, temperature ( ⁇ from 380 to 570 ° ⁇ at the bottom of the well) and pressure from 23 MPa to 45 MPa.
  • thermochemical treatment of productive formations based on surface and / or borehole gasification of organic compounds After completion of the high-temperature thermochemical treatment of productive formations based on surface and / or borehole gasification of organic compounds and the corresponding completion of injection into the reservoir RAB N ° II, the implementation of high-temperature thermochemical treatment of productive formations based on partial in-situ gasification of hydrocarbons by injection into reservoir RAV ⁇ ° P.A. ⁇ (II.2.) Implementation of high-temperature thermochemical effects based on partial in-situ gasification of hydrocarbons (Fig. 1 1.).
  • Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of at least 593 ° C, but, as a rule, to a temperature of not more than 500 ° C and transformed into supercritical water or ballasts JVa 2.3.
  • organic compounds 35 mainly in the form of methanol, enter organic enrichment unit 36 of the surface reforming reactor 37 of organic compounds from tank 34 at the same time.
  • ballast ⁇ ⁇ 5 30 enters the sleeveless pipe 25 from tank 29.
  • ballast temperature ⁇ ° 5 rises and its density decreases, and thus , Ballast ⁇ 2 5 is transformed into BPA Ne 5.
  • RAV ⁇ "P.A. 43 is formed at the bottom of the well due to the exothermic oxidation reaction of methanol contained in BPA N ° 2. B in supercritical water in the presence of BPA N2 5. A, which results in the almost complete oxidation of methanol, preheating of BPA N 2. B. and its enrichment with carbon dioxide, which means its transformation into RAB Lz II. A. 43.
  • PAB N ° I.A. is injected into the reservoir 14 and is used to impact the reservoir 14 by partial and short-term gasification of in situ hydrocarbons
  • RAV P.A. provides a high-temperature thermochemical effect on the reservoir based on partial in-situ gasification of any hydrocarbons contained in the reservoir, including low-permeability rock oil, bituminous oil and kerogen.
  • Intra-layer gasification of hydrocarbons is used both for targeted in-situ generation of hydrogen and other gases, and to achieve a higher degree of permeability of the reservoir and a higher degree of re-energization of the reservoir through intensive in-situ generation of light hydrocarbons in liquid form, gaseous hydrocarbons C1-C4, as well as other gases: carbon dioxide ( ⁇ 2), carbon monoxide ( ⁇ ) and hydrogen ( ⁇ 2) located in the reservoir in supercritical fluid oyanii.
  • the gases mentioned above are synthetic gas (syngas).
  • This effect on the reservoir is applied for a short time, mainly before the start of the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir and at the beginning of each new cycle of impact on the reservoir, starting from the second.
  • the intensity of the impact on the reservoir at the beginning of each new cycle and, excluding the first cycle is always higher than the degree of exposure using RAB N ° P.A before starting the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir and this effect is, in fact, thermal hydrocarbon dioxide fracturing of the reservoir (TGURPP), since RAV N ° P.A. It has a high temperature (up to 800 ° C) and compositionally mainly consists of water and carbon dioxide, thus being a pseudo-ultra-supercritical fluid.
  • partial in-situ gasification of hydrocarbons can also be used to increase the in-situ generation of syngas, which is an alternative and effective fuel for the ground-based ultra-supercritical water generator.
  • thermochemical effect based on partial in-situ gasification of hydrocarbons in the claimed group of inventions is used to increase the degree of extraction of hydrocarbons from in-situ pores of the “inkwell” type, in which the unrecoverable liquid hydrocarbons contained in the in-situ pores of the “inkwell” type are transformed into the extracted synthesis gas, consisting mainly of hydrogen, methane, carbon dioxide and carbon monoxide kind of.
  • in-situ gasification of hydrocarbons is also used for gasification of fixed and non-recoverable heavy oil residues (In-Situ Residual Oil Gasification), as a result of which syngas is generated inside the formation, which can be used as fuel if it is extracted to the surface of the well for a surface generator of ultra-supercritical water or, if the syngas remains in the reservoir, it is used for in-situ partial refinement of hydrocarbons (hydro Reckingen) by utilizing the hydrogen contained in the syngas that is generated in the reservoir of heavy oil residues by their in situ gasification.
  • in-situ gasification of heavy oil residues allows to increase the permeability of the reservoir due to an increase in the thickness of the fluid-conducting channels, - the conversion into mobile and recoverable syngas adsorbed on the inner surface of the fluid-conducting channels of stationary heavy oil residues, - large hydrocarbon molecules.
  • RAV No. P. A is used, which is finally formed at the bottom of the well in its sub-packaged volume and has a temperature of up to 800 ° C.
  • the annulus of the well in the area of its sub-packer volume also warms up to a temperature of at least 600-650 ° C, which allows you to create such temperature conditions in the annulus of the well that, if liquid hydrocarbons are present in this annulus of the well, the process of coking is carried out first and then carbonization.
  • annular fluid containing hydrocarbons under the influence of such an abnormally high annular pressure will always move in the annulus of the well in in one direction, from the bottom up and, thus, in the presence of high temperature in the annulus of the well, after a while, fluid conduction channels will clog in pipe space of the well by products of coke formation of hydrocarbons.
  • the process of in-situ high-temperature hydrothermal catalytic carbonization of in-situ hydrocarbons, including kerogen is also realized by producing nanoporous carbon structures inside the reservoir from hydrocarbons that precipitate and form nanoporous carbon on the inner surface of the fluid-conducting channels, which allows carbon nanoporous fluids with minimal friction to increase by orders of magnitude the speed of their movement on such nanoscale m fluid-conducting channels, which generally leads to increased recovery factor increased and selection of high-tech volume of oil from the reservoir.
  • ballast temperature ⁇ ° 1 decreases, and the density increases and, therefore, ballast ⁇ ° 1 transforms into BPA Ns LA. 22, which is pure water in a supercritical state (T from 375 to 593 ° C and P up to 45 MPa; enthalpy (h) - 3274.2 kJ / kg; density (p) - 146 kg / m 3 ).
  • ballast temperature Ne 4 rises and the density decreases and, therefore, the ballast N ⁇ > 4 transforms into Na 4.A ballast. 46, which is pure water having a high temperature and in a subcritical or supercritical state, saturated with nanoscale catalysts.
  • RAV N ° IV. 47 is formed at the bottom 10 of well 11 by mixing BPA No. 1.A and BPA N. 4.A. Further, PAB N2 IV. 47 is injected into the reservoir 14 to effect thermocatalytic effects on the reservoir 14.
  • Thermocatalytic stimulation of the reservoir using PAB Jvfe IV is part of the main impact on the reservoir using PAB N ° I.
  • thermocatalytic exposure is from several hours to several days.
  • RAB N "IV is used, which is a high-temperature or unsaturated colloidal solution containing a nanoscale catalyst with metal particle sizes or their oxides, mainly having a size of from 5 to 100 nm, or true - homogeneous solution, mainly containing a nanocatalyst in molecular form with molecular sizes ⁇ 5 nm, for example, acetyl acetonate iron (C ⁇ Hr ⁇ eO b ) or a nanocatalyst in ionic form, for example, a copper ion having a size of 77 picometers (pm / mer).
  • Nanosized kerogen conversion catalysts used in the claimed group of inventions are mainly transition metal chlorides, for example, iron chlorides (FeC, FeC), copper chlorides (CuCl, CuCb), nickel chloride (N1CI2), etc., but mainly chloride copper (CuCb)
  • catalysts are very wide and depending on the characteristics of the reservoir (FES) and the hydrocarbons contained in it, they can be individually selected for each individual field or deposit.
  • Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast N ° 1. 21.
  • ultra-supercritical water 21 or ballast ⁇ ° 1 enters the oxidation reactor 48, where at the same time a saturated colloidal solution of cold water and microparticles, mainly aluminum and / or zinc, and / or iron, and / or a mixture of 50 are supplied from tank 49.
  • BP And 1.B. 51 which is a pseudo-ultra-supercritical fluid consisting of ultra-supercritical water, hydrogen and saturated with nanoparticles of aluminum oxide and / or zinc and / or iron and / or a mixture thereof.
  • BPA 1.B is transformed into PAB N ° LB. 52 and is supercritical water saturated with hydrogen and nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron, and / or mixtures thereof, which are both a catalyst in the form of nanoparticles and a nanopropant proppanting cracks and preventing compaction reservoir 14 during the selection of hydrocarbons from it.
  • RAV j ⁇ ° LB is injected into the reservoir 14 for the implementation of hydrogen-thermo-catalytic effects using nanopropant on the reservoir 14.
  • RAV N ° LB It is used to carry out hydrogen-thermo-catalytic effects on the reservoir using nanopropant and is formed at the bottom of the well. Hydrogen-thermo-catalytic effect on the reservoir using nanopropant is carried out for:
  • AI2O3 zinc (ZnO) and iron (FeO, Fe 2 0 3 and Res0 4 ), which are both a nanopropant that wedges out nanoscale fluid-conducting channels and prevents their nanocompact.
  • nanoscale fluid-conducting channels prevents and slows down the nanocompacting of the productive formation during the selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from it (deenergization of the productive formation) in the flowing mode.
  • the duration of the hydrogen-thermo-catalytic impact on the reservoir using nanopropant in the form predominantly, nanosized particles of aluminum oxide and / or zinc oxide and / or iron oxide is from several hours to several days.
  • tungsten / tungsten oxides In addition to aluminum, zinc, and iron, cerium / cerium oxides, zirconium / zirconium oxides, tungsten / tungsten oxides, and a number of other metals can also be used to effect hydrogen-catalytic treatment of the reservoir using nanopropant.
  • the synthesis of nanoparticles of metal oxides is carried out in an oxidation reactor of organic and inorganic compounds of the technological complex.
  • Water 1 enters the water treatment plant 2, after which the prepared water 3 enters the surface generator of ultra-supercritical water 4, where it is heated to a temperature of 593 to 650 ° C and transformed into ultra-supercritical water 21 or ballast Ns 1. 21.
  • ultra-supercritical water 21 or ballast N ° 1. 21. is supplied to the mixer 63, where simultaneously oxidizer 65 or ballast JS 5 is fed from tank 64. 65. Then ultra-supercritical water 21 saturated with oxidizing agent 65 or pseudo-ultra-supercritical fluid 68 from mixer 63 is supplied to oxidation reactor 48.
  • oil or methanol, or a mixture of oil and methanol 67 is supplied to oxidation reactor 48 from tank 69.
  • BPA N ° 1 is formed in pseudo-ultra-supercritical fluid 68. 70.
  • BPA 34 ° 1.V. 70 from the day surface of the well 1 1 at its bottom 10 at a constant pressure BPA temperature Ns? 1.B. 70 decreases, and the density increases and, thus, BPA N-> 1.B. 70 transforms into RAV ⁇ » ⁇ . ⁇ . 71 and is supercritical water saturated with carbon dioxide and residual oil or methanol or a mixture of residual oil and methanol or a pseudo-supercritical fluid consisting of water, carbon dioxide and residual oil or methanol, or a mixture of residual oil and residual methanol 71 PAB ⁇ ° ⁇ . ⁇ , 71 is injected into the reservoir 14 to effect hydrogen-thermo-catalytic action using nanopropant on the reservoir 14.
  • RAV No ⁇ . ⁇ . 71 is used to carry out thermohydrocarbon dioxide impact on the reservoir.
  • stage IV Of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons from the reservoir through the zones of the reservoir with altered permeability well flowing mode with additional refinement of the selected hydrocarbons in the tubing placed in the well during the delivery of hydrocarbons selected from the reservoir from the bottom of the well on its surface.
  • the reservoir is energized, and during the selection of hydrocarbons from the reservoir in the gushing mode, the process of deenergization is carried out.
  • multidirectional processes are carried out, associated with an increase and decrease in the permeability of the reservoir.
  • the dominant process is the process of increasing the permeability of the reservoir, while the process of decreasing the permeability is a subordinate process, while the permeability at the micro and mesoscale levels decreases, and at the macro level the permeability of the reservoir increases.
  • the process of compaction of the reservoir is associated with a decrease in pressure in nanoscale fluid-conducting channels, including natural fractures, and is a negative phenomenon.
  • a and PAB N ° IB nanopropant in the form of nanoparticles, mainly aluminum oxide and / or zinc oxide, and / or oxide iron, and / or mixtures thereof for wedging nanoscale fluid-conducting channels;
  • the productive layer of the Bazhenov formation is located at a depth of 3000 meters.
  • Hydrostatic pressure is approximately 30 MPa.
  • the in-situ pressure of the reservoir in the in-situ retort was increased to 45 MPa.
  • This approach allows to prevent the total compaction of the reservoir, its energy depletion and, as a result, a catastrophic decrease in its permeability to a level below the level of natural permeability in the presence of an abnormally high reservoir pressure, characteristic of productive formations of the Bazhenov formation and, which is a consequence of in-situ generation of hydrocarbons from kerogen during catagenesis, low natural permeability of the productive layer one hundred and, as a result, retention of a significant amount of both liquid and gaseous hydrocarbons by the reservoir itself.
  • the borehole pipe-in-pipe configuration - tubing with a coaxially sleeveless pipe inside is a tubular flow reactor with a length of 100 to 4000 meters, in which additional partial refinement of selected hydrocarbons in supercritical water in the presence of hydrogen continues to be carried out, carbon dioxide, hydrocarbon solvents and nanoscale catalysts in molecular or ionic form.
  • Injection of the above RAV into the tubing (flow reactor of tubular type) and / or into the under-packer zone of the well at the bottom of the well can be carried out in two modes: in the mode of continuous RAV injection and in the mode of pulsed / periodic injection of RAV.
  • the method described above for partial refinement of hydrocarbons taken from a production reservoir and delivered from the bottom of the well to its bottom surface can be used separately and independently without the obligatory preliminary thermal and / or thermochemical effect on the reservoir, for example, without using the declared thermal or thermochemical effect on the reservoir .
  • partial refinement of the hydrocarbons selected from the reservoir and delivered from the bottom of the well to its day surface can be carried out during production, for example, of deep-seated natural bitumen and heavy oils that independently leave the reservoir due to the presence in the reservoir high stratum temperature, temporarily / reversibly reducing the viscosity of heavy hydrocarbons and providing them with some mobility and pressure, at least exceeding hydrostatic pressure in magnitude.
  • a tubular flow-through reactor as part of the technological complex, can also be installed in a well from which hydrocarbons are not taken, for one reason or another,.
  • a tubular-type flow reactor installed in such a well is used in the claimed group of inventions for additional partial refinement of hydrocarbons taken from neighboring producing wells.
  • hydrocarbon conversion catalysts can be used in the tubing not only in molecular and ionic form, but also in nanoscale form (nm ) or even micro-sized (microns) particles of metals, metal oxides, metal salts, etc., for example, molybdenum disulfide (MoS 2 ), which can also be used in combination, for example , Alumina (A1 2 0z) or cadmium sulfide (CdS) to enhance catalyst activity and rate of hydrogen generation for hydrocracking (hydrogenation / hydrogenation of hydrocarbons).
  • MoS 2 molybdenum disulfide
  • Alumina A1 2 0z
  • CdS cadmium sulfide
  • Supercritical water can be delivered through a sleeveless pipe to the bottom of the well, which is closer to the day surface of the well is P A N ° 1. (ultra-supercritical water), and after delivery to the bottom of the well, it is transformed into PAB ⁇ > LA, the temperature of which is practically approximated to ultra-supercritical water having a temperature of up to 593 ° C. ''
  • the temperature difference between the surface temperature of the sleeveless pipe and the temperature taken from the reservoir pseudo-supercritical fluid located in the tubing is from 150 to 200 ° C.
  • pseudo-supercritical fluid taken from the reservoir is under pressure
  • the bubbles formed as a result of a significant temperature difference and the pseudo-supercritical fluid boils on the surface of the sleeveless pipe the bubbles self-destruct under the action of pressure, generating multidirectional blast waves, and at the same time pseudo-supercritical fluid forms multiple short-term local foci of pseudo-ultra-supercritical fluid having a temperature sufficient to effect partial gasification of organic compounds in this particular case into the tubing, which, again, in this particular case functionally are also a tubular flow reactor for partial gasification of organic compounds.
  • gases are formed, including hydrogen, which is spent on the process of hydrocracking of hydrocarbons in a pseudo-supercritical fluid in the tubing.
  • Hydrocarbons 53 from the reservoir 14 enter the bottom 10 of the well 1 1 and then into the tubing.
  • one of the working agents of impact (RAV N ° IA, RAV N ° IB, RAV N ° P., RAV N ° IV. And RAV ⁇ ° ⁇ . ⁇ .) 54 enters through the sleeveless pipe 25 to the bottom 10 of well And And 54.
  • the lower section of the sleeveless pipe 25 is located 500 meters above the lower section of the tubing 12.
  • one of the four working agents 54 in the zone 55 of the tubing 12 is mixed with hydrocarbons 53 and, thus, a pseudo-supercritical fluid 56 is formed, which, during its delivery to the surface of the borehole 1 1 through the tubing 12, undergoes additional partial refinement.
  • the sleeveless pipe 25 can be equipped with an ejector (not shown in FIG.) To intensify the process of mixing the working agents 54 with hydrocarbons 53 and for the absorption of hydrocarbons 53 in the tubing 12.
  • the airlift is used in the claimed group, which is realized through the use of gas-saturated substances, namely: JN ⁇ . ⁇ . (saturated with ⁇ 0 2 ), ⁇ ⁇ ° LB. (saturated with N 2) and RAV I. (saturated, of CO, CH4 and CO).
  • gas-saturated substances namely: JN ⁇ . ⁇ . (saturated with ⁇ 0 2 ), ⁇ ⁇ ° LB. (saturated with N 2) and RAV I. (saturated, of CO, CH4 and CO).
  • the temperature of hydrocarbons 53 leaving the reservoir 14 is typically from 450 to 350 ° C.
  • the temperature entering the bottom 10 of the well 11 RAV 54 is from 600 to 550 ° C.
  • the temperature of the formed pseudo-supercritical fluid 56 is from 500 to 450 ° C and is sufficient for the partial refinement of hydrocarbons 53 (cracking in supercritical water, hydrocracking in supercritical water or catalytic cracking in supercritical water) )
  • the temperature of PAB 54 on the day surface of the borehole 1 1 when they (PAB 54) enters the coupling pipe 25 reaches a temperature of 650-700 ° C and, thus, the coupling pipe 25 is also a heating element, which maintains the high temperature of the pseudo-supercritical fluid 56 throughout its delivery to the surface of the well 1 1.
  • the gap between the tubing 12 and the sleeveless pipe 25 is not more than 12-15 mm, which provides a sufficiently high efficiency of additional supporting heating of the pseudo-supercritical fluid 56 when it moves in the annulus between the tubing and the sleeveless pipe 25, which acts as a heater in such a flow reactor tubular type, which is the pipe-in-pipe configuration.
  • thermobaric characteristics of a hydrothermal (pseudo-ultra-supercritical fluid) medium are necessary and sufficient conditions, both for the partial gasification of hydrocarbons in N T, and for the synthesis of nanodiamonds from hydrocarbons.
  • the process by which the synthesis of nanodiamonds "in the flow tubular reactor is the formation of cavitation bubbles on the clutchless tube and slamming, in which are formed multiple shock waves superimposed on one another and facing one another, resulting in numerous nanosized Huge pressures and high temperatures develop at volumes and at the nanoscale.
  • the clutchless pipe of the flow-through tubular reactor is equipped with nozzles that reduce the cross-sectional area formed by the inner surface of the tubing and the outer surface of the clutchless pipe, and behind the narrowing zones along the direction of the pseudo-supercritical fluid, these nozzles form cavitation zones filled with mobile cavitation bubbles.
  • nanodiamonds in the flow tube reactor are also synthesized by the implementation of such a phase transition during which numerous cavitation bubbles form and collapse.
  • BPA Ne 2 is a pseudo-supercritical fluid consisting of water and methanol, individually in a supercritical state, is additionally periodically added via tubing to it.
  • Such a cleaning of a flow-through tubular reactor from ASPO is carried out during the selection of hydrocarbons from the reservoir in the regime of well flowing with their additional partial refinement (Fig. 15), for which RAV I.A. is constantly supplied to the bottom 10 of the well 1 1 through the sleeveless pipe 25. 54 and the lower section of the sleeveless pipe 25 is located above the lower section of the tubing 12 by 500 meters.
  • the ratio supplied to the bottom 10 of the well 11 through the sleeveless pipe 25 RAV N ° LA. in relation to the productive formation of hydrocarbons is, as a rule, 50 to 1, - fifty parts RAB N_> LA. and one part of hydrocarbons taken from the reservoir.
  • the claimed group of inventions uses a pseudo-supercritical fluid, which is low saturated with hydrocarbons, mainly by more than 95 - 97%, consisting of water in the supercritical state.
  • Each new cycle of impact on the reservoir begins with the intensive restoration and increase of partially lost permeability of the reservoir during its deenergization - selection of molecularly modified and partially refined hydrocarbons from it in the flowing mode of the well with their additional active partial refinement in the tubing in the well during the delivery of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons selected from the reservoir on the day surface of the well.
  • thermochemical effect is used on the reservoir based on partial in-situ gasification of hydrocarbons using RAV N ° ILA, which has a temperature of up to 800 ° C, which causes an instant thermal shock to the reservoir and the processes of explosive growth in the volume of in-situ fluids and explosive in-situ occur the generation of various gases, including b.
  • the temperature of the in-situ fluids for example, water, in it is 400 ° C at an in-situ pressure of 32 MPa and has a density of 422.49 kg / m 3 (Fig. 18.).
  • the in-situ event described above aimed at restoring and increasing the permeability of the reservoir at the beginning of each new cycle of impact on the reservoir with the exception of the first cycle, becomes possible due to the low permeability of the reservoir, low fluid throughput nanoscale fluid channels, which prevents the injected RAV instantly spread further into the reservoir.
  • thermochemical effect based on surface and / or borehole gasification of organic compounds
  • thermochemical effect based on partial in-situ gasification of coal hydrogens
  • thermo-catalytic effects III.2.
  • hydrogen-thermo-catalytic effects using nanopropant (and thermohydrocarbon dioxide III.3.
  • the first cycle of exposure can be completed by re-using high-temperature thermochemical treatment based on mastic in-situ gasification of hydrocarbons (A.2.)
  • A.2. high-temperature thermochemical treatment based on mastic in-situ gasification of hydrocarbons
  • Iv. additional partial refinement of the selected hydrocarbons
  • a common feature of productive oil-kerogen-containing formations located at a depth of less than 2200 meters is that the kerogen contained in them is less mature and to a greater extent retained its oil-generating potential.
  • the generation of petroleum hydrocarbons by the end of the main phase of oil formation for example, in the Domanik suite (occurrence depth 1500 - 1600 meters) reaches 18-19% of the initial mass of organic matter / kerogen, and in the Bazhenov and Kum suites folded by typical sapropel material - about 26-30% of the starting organic matter.
  • a distinctive feature of the impact on oil-kerogen-containing productive formations occurring at a depth of less than 2200 meters are two effects: - the effect of "fluid transition through a critical pressure point at a temperature above critical”; and - the effect of "fluid transition through the critical temperature point at subcritical pressure”.
  • pseudo-ultra-supercritical fluid and / or pseudo-supercritical fluid.
  • the critical pressure point (P cr ) which for pure water is 22.064 MPa, can be shifted and, thus, the critical pressure for pseudo-fluids can be either lower or higher than the critical pressure point for pure water.
  • the critical temperature point (T cr it), which for pure water is 373.95 ° C, can also be shifted, and thus, the critical temperature for pseudo-fluids can be either lower or higher than the critical temperature point for clean water.
  • T crit and P crit of pseudo-fluids depend on the composition of pseudo-fluids and the concentration of various substances in them, the effects mentioned above are explained with pure water (PAB N ° IA) and their essence is as follows.
  • a productive layer of oil shale gum lies at a depth of 900 meters.
  • the in-situ pressure is slightly higher than hydrostatic and amounts to 10 MPa.
  • the pressure inside the reservoir in the near-fractured zones decreases from 45 MPa to 15 MPa, and the temperature of PAB N2 I.A. also decreases from 450 ° C to 400 ° C, but remains above Tkrit-
  • Table 4 shows the dynamics of an increase in the volume of fluid sampled from the reservoir and a decrease in its density (using pure water as an example) with a significant decrease in fluid pressure from 45 MPa to 15 MPa and a slight decrease in fluid temperature from 450 ° C to 400 ° C.
  • the essence of the effect is relatively sharp and substantial reduction RAV density and increase its volume during the transition through P Cree at a slight lowering its temperature, but below the T m of Cree, which results in an additional reenergizatsiyu productive formation in the selection of of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons, as well as an additional increase in the permeability of the reservoir, mainly at the macro level, and in this case the effect of “fluid passing through P cr at its temperature above T cr T” looks similar to in-situ thermal explosions (RAV Ne 1.B), as well as an increase in CIN.
  • RAV Ne 1.B in-situ thermal explosions
  • the pressure in the “core” of the in-situ retort decreases, for example, from 15 MPa to 12 MPa, and also a decrease in the temperature of the RAV ⁇ ° ⁇ . ⁇ remaining in the reservoir (18.63% of the initial amount), for example, from 400 ° C to 310 ° C.
  • Table 5 shows the dynamics of a decrease in the volume of fluid sampled from a reservoir and an increase in its density (using pure water as an example) with a slight decrease in the fluid pressure from 15 MPa to 12 MPa and a relatively significant decrease in the fluid temperature from 400 ° ⁇ to 310 ° ⁇ . From table 5 it follows that as a result of this process, a significant void space is released in the reservoir, which is necessary for the successful injection of RAB into the reservoir during the implementation of the next cycle of exposure to the reservoir.
  • the remaining RAV N ° IA in the reservoir occupies only 9.53% of the total volume of the “void” space of the reservoir (open pores / fluid conduits), and 90.46% of the volume of open pore space and fluid conduits of the reservoir filled with nanopropant and gaseous fluid.
  • Such a “void” space of the reservoir during the next cycle of exposure to it is easily and quickly filled with RAB injected into the reservoir, which significantly increases the efficiency of the claimed method when it is used in reservoirs located at a depth of less than 2200 meters.
  • the product pipeline is also slightly modified.
  • the sleeveless pipe 25 in this case has a section perforated by the holes 61 in the lower part and a nozzle 58 in the lower part. (Fig. 16. A.).
  • component N ° 1 of any of PAB 59 enters tubing 12.
  • Component Ns 2 of any of the PAB 60 enters the sleeveless pipe with perforation 57.
  • the component N_> 1 RAB 59 and the component Ne 2 RAB 60 are mixed, as a result of which any RAB 62 is formed in the sub-packer zone and mixing zone 61.
  • Nozzle nozzle located at the bottom of the tubing for reducing the cross-sectional area of the tubing 58 is installed at the lower end of the sleeveless pipe 25.
  • the sleeveless pipe and nozzle are completely inside the tubing 12 and, due to their location, the sectional area of the tubing 12 decreases to the calculated value and inside the tubing 12 in that part located above the nozzle, an ultra-supercritical or supercritical aqueous medium or pseudo-ultra-supercritical is formed or pseudo-supercritical fluid, the pressure is always greater than ⁇ ⁇ " ⁇ .
  • any RAV 62 is then injected into the reservoir 14 to carry out any of the effects.
  • sleeveless pipe 25 goes down to the bottom 10 of the borehole 11 and, thus, is removed from the tubing 12 to restore the cross-sectional area of the tubing.
  • the oil well is put into operation of the geothermal well of the concept “Enhanced Geothermal System” (EGS) and the process of geothermal decommission of the oil well begins during which a part (up to 50 percent) of the enthalpy previously introduced into it is recovered from the high-temperature in-situ retort.
  • EGS Enhanced Geothermal System
  • thermobaric characteristics In the claimed group of inventions, an ultra-supercritical steam / water cycle with high thermobaric characteristics is actively used (T up to 800 ° C at P up to 50 MPa).
  • RAV N ° I.B allows to fix the fracture with a nanopropant and a catalytic nanopropant, gradually forming a “catalytic belt / filter” in the near-wellbore volume for catalytic cracking of hydrocarbons taken from the reservoir into the well and passing through such a “catalytic belt / filter”.
  • Thermal explosions are superior in their effectiveness to hydraulic fracturing or multistage hydraulic fracturing and exclude the need for its advanced application to increase the permeability of productive formations at the macro level.
  • a feature of the claimed group of inventions is also not only the process of gasification of organic compounds in supercritical water and the process of oxidation of organic compounds in supercritical water in the presence of an oxidizing agent, but also the continuation of the process of refinement of hydrocarbons already selected from the reservoir during their delivery from the bottom of the well to its daily tubing surface in a tubular type flow reactor formed in a tubing with a sleeveless pipe, as well as syngas generation and synth The formation of nanodiamonds carried out in the formed flow tube reactor.
  • Another feature of the claimed group of inventions is the targeted formation on the inner surface of nanoscale fluid-conducting channels of a nanoporous carbon coating, which allows fluids to move through them with minimal friction resistance and at a significantly higher speed.
  • geothermal method of decompression of an oil well allows, through the generation of low cost geothermal thermal energy in the process of putting an oil well into operation, to practically compensate for the capital costs for well construction and the specific capital costs for manufacturing the technological complex.
  • the use of the claimed group of inventions makes it possible to energize the reservoir and, increasing its permeability, create a volumetric and integrated effective fluid-conducting system in the reservoir, at the micro, meso and macro levels and achieve 45-55% oil recovery factor due to re-energization of the reservoir, increase in its permeability, desorption of adsorbed hydrocarbons from the surface of fluid-conducting channels, decrease in the size of hydrocarbon molecules, as well as selection of molecularly modified and partially enriched hydrocarbons through the zone with altered permeability in the well flowing mode.
  • Using the claimed group of inventions allows to reduce viscosity and density - to partially refine, improve the quality of oil of low-permeability rocks and heavy oils, and also to generate high-quality synthetic hydrocarbons from thermal bitumen (bituminous oil) and kerogen inside the reservoir.
  • the process of partial refinement of molecularly modified hydrocarbons selected from the reservoir continues in the tubing - in a flow tube reactor during the delivery of such hydrocarbons from the bottom of the well to its day surface.
  • the use of the claimed group of inventions allows to minimize the cost of hydrocarbon production by the thermochemical method and, thus, increase the economic efficiency of the production of natural bitumen, heavy oils, bituminous oil, low-permeability oil and synthetic hydrocarbons generated inside the kerogen reservoir.
  • the claimed group of inventions provides an effective integrated effect on oil-kerogen-containing productive formations occurring at a depth of 50 to 4000-5000 meters.
  • the claimed group of inventions provides an increase in the coefficient of oil recovery (CIN) due to:
  • an in-situ displacing pressure mode is formed that additionally re-energizes the productive formation and, thus, additionally ensures the well flowing mode;
  • hydrocarbon-containing fluid high-tech oil
  • hydrocarbon-containing fluid high-tech oil
  • thermal insulation selected from the reservoir of high-tech oil (increasing its mobility by reducing viscosity) in the process of its additional partial refinement upon delivery from the bottom of the well to its day surface.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу. При этом перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт, осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом, с последующим закреплением каналов нанопроппантом.. Причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт с последующим осуществлением на продуктивный пласт водороднотермокаталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта. После чего осуществляют термогидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт.

Description

СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ
НЕФТЕКЕРОГЕНОСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ
КОМПЛЕКС
Область техники.
Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти низкопроницаемых пород, молекулярной конверсии нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти в более легкие нефти, внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена и из битуминозной нефти, а также для добычи молекулярно модифицированных и частично облагороженных термобитумов и тяжелых нефтей из нефтекерогеносодержащих пластов без использования водного гидравлического разрыва пласта (ГРП) или водного многостадийного ГРП.
Предшествующий уровень техники
В настоящее время открыты месторождения (свиты) углеводородов, основной углеводородный потенциал которых заключен не в подвижных нефтях, а в неподвижном керогене, а также в неподвижных и/или малоподвижных битуминозных нефтях. К таким свитам относятся, в частности, североамериканские Баккен/Три Форкс, Игл Форд, Пермский бассейн (США), Парижский бассейн (Франция), Нижне-саксонский бассейн (Германия), Западно-нидерландский бассейн (Нидерланды), Бассейн Вилд (Великобритания), формация Кёссен (Венгрия), формация Вака Муэрта (Аргентина), а также российские баженовская, доманиковая, фроловская, тюменская и хадумская свиты.
Баженовскую и доманиковую свиты часто сравнивают с основными североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, такими как, Баккен/Три Форкс, Игл Форд и Пермский бассейн, промышленное освоение которых, в связи с быстрым падением дебита скважин, реализуется за счет интенсивного разбуривания, использования, преимущественно, длинноствольных горизонтальных скважин (длина горизонтального участка горизонтальных скважин - 3000 и более метров) и многостадийного (40 и более стадий) ГРП.
Несмотря на то, что в продуктивных пластах Баккена/Три Форкс, Игл Форд и Пермского бассейна углеводороды присутствуют в нескольких формах: нефть низкопроницаемых пород; битуминозная нефть; кероген (твердое органическое вещество), объектом добычи в настоящее время является исключительно подвижная нефть низкопроницаемых пород/нефть плотных пород. Кероген, а также неподвижная или малоподвижная битуминозная нефть в активную разработку не вовлечены.
Схожий с Баккен/Три Форкс, Игл Форд и Пермским бассейном добычной сценарий нефтедобывающими компаниями реализуют и в Аргентине при разработке нефтеносного сланцевого плея Вака Муэрта («Дохлая корова»).
В Европе промышленную добычу углеводородов из нефтеносных сланцевых плеев пока не ведут, а разработка формации Вака Муэрта только недавно началась.
Именно поэтому мы далее проводим сравнение баженовской свиты, преимущественно, с североамериканскими нефтеносными сланцевыми плеями, которые активно разрабатывают уже многие годы.
Продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев Баккен/Три Форкс, Игл Форд и Пермского бассейна имеют сравнительно высокое качество - они достаточно однородные, хрупкие и, главное, мощные.
Именно последнее обстоятельство и позволяет за счет использования длинноствольных горизонтальных скважин и многостадийного ГРП сформировать в их продуктивных пластах огромный дренируемый объем - от 30 до 40 млн. м3 из расчета на одну скважину. ъВ подобной благоприятной ситуации при цене на нефть от 60 до 80 долларов за баррель, коэффициент извлечения нефти (КИН) послепроведения многостадийного ГРП, равный в среднем 6-ти процентам, является вполне достаточным для прибыльного преодоления проектной точки безубыточности, что, собственно, и доказала практика североамериканского «сланцевого бума».
Основная проблема баженовской и доманиковой свит, а также большинства европейских нефтеносных сланцевых плеев, заключается в качественном отличии их продуктивных пластов от продуктивных пластов наиболее известных североамериканских нефтеносных сланцевых плеев.
Так, продуктивные пласты баженовской свиты лишь внешне схожи с продуктивными пластами Баккена/Три Форкс, Игл Форд и Пермского бассейна по глубине залегания, проницаемости, присутствию в них нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти, и керогена.
Особенностью продуктивных пластов баженовской свиты является то, что они менее однородны, более пластичны и их толщина в «сладких пятнах», как правило, не превышает 40 метров.
Неоднородность продуктивных пластов создает проблемы при освоении месторождений, а их пластичность снижает эффективность многостадийного ГРП; но главная особенность баженовских продуктивных пластов заключается в их относительно малой мощности.
Именно негативное сочетание названных выше трех факторов не позволяет сформировать на баженовской свите из расчета на одну скважину дренируемый объем более 3-4 млн. м3.
Содержащейся в таком относительно небольшом дренируемом объёме нефти низкопроницаемых пород при существующем уровне мировых цен на нефть и проектном КИН (до 10%) недостаточно для организации рентабельных добычных проектов на баженовской свите. Средняя толщина продуктивных пластов Парижского бассейна составляет 50 метров, Нижне-саксонского и Западно-нидерландского, - 30 метров.
Таким образом, недостаточная мощность продуктивных пластов баженовской (и доманиковой) свиты, в сочетании с их высокой неоднородностью и пластичностью, является основной причиной, прогнозируемой экспертами убыточности баженовских добычных проектов в случае, если они будут нацелены на извлечение из её продуктивных пластов исключительно нефти низкопроницаемых пород.
Из приведенного выше следует, что экономически эффективное освоение баженовской (и доманиковой) свиты, в силу ее качественного отличия от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев, возможно только при выполнении условия вовлечения в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса - неподвижного керогена и неподвижной и/или малоподвижной битуминозной нефти, что предполагает применение тепловых технологий - технологий, основанных на воздействии на продуктивный пласт, как минимум, рабочим агентом воздействия в форме чистой воды в сверхкритическом состоянии.
Тепловая технология, использование которой может оказаться успешной на баженовской и доманиковой свитах, должна, безусловно, как минимум, вовлекать в активную разработку кероген и битуминозную нефть, обеспечивать увеличение проницаемости продуктивных пластов свит, а также их реэнегизацию - повышение внутренней энергии продуктивного пласта, его внутрипластового давления при условии снижения степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов и отбора высокотехнологичной нефти (ВТН) (ВТН - это смесь молекулярно модифицированной и частично облагороженной нефти низкопроницаемых пород, молекулярно модифицированной и частично облагороженной битуминозной нефти и синтетической нефти, сгенерированной в продуктивном пласте, преимущественно, из керогена и битуминозной нефти.) через зоны продуктивного пласта с увеличенной проницаемостью, в том числе и за счет карбонизации остаточных внутрипластовых углеводородов, преимущественно, в околоскважинном объёме продуктивного пласта.
Приведенное выше справедливо также и по отношению к иным свитам (абалакская, фроловская, тюменская и хадумская), находящихся на территории Российской Федерации, европейским нефтеносным сланцевым плеям, а также по отношению к Пермскому бассейну.
В настоящее время при добыче углеводородов тепловые технологии используются довольно широко. Из уровня техники известны различные способы теплового воздействия на продуктивный пласт, например,
- с использованием электрических тэнов (SHELL In-Situ Conversion Process (ICP));
- за счет организации химических экзотермических реакций в продуктивном пласте с инжектированием в него различных реагирующих веществ - бинарных смесей (патент РФ 2401941 , кл Е21В 43/22, 2009 г.);
- электромагнитного или радиочастотного нагрева продуктивного пласта (Schlumberger и Phoenix- Wyoming, Inc.);
- за счет организации внутрипластового окисления/сжигания некоторой части внутрипластовых углеводородов (АО «РИТЭК» и ОАО «Зарубежнефть») (патент РФ JN° 2403383, кл. Е21В 43/24, 2010 г., патент РФ JYO 2418944, кл. Е21В 43/24, 201 1 г.);
- за счет внесения энтальпии в продуктивный пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного рабочего агента высокого давления в форме сверхкритической воды, насыщенной углекислым газом в сверхкритическом состоянии (патент РФ N° 2576267, кл Е21В43/24, 2015 г.).
Если принять во внимание наноразмерную невысокую пористость (примерно, 10%) и низкую проницаемость продуктивных пластов баженовской и доманиковой свит (в среднем, 0,1 мД), а также значительную глубину их залегания (примерно, до 3500 метров), то остается только три реальных способа осуществить, нагрев их продуктивных пластов, а именно:
- организовать внутрипластовое сжигание/окисление некоторой части внутрипластовых углеводородов, содержащихся в их продуктивных пластах;
- организовать в продуктивном пласте экзотермическую химическую реакцию за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, составляющих бинарную смесь;
- внести тепло в продуктивный пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного рабочего агента воздействия высокого давления.
Такие технологии, в принципе, известны из уровня техники.
Так, например, известен способ (патент РФ N° 2403383, кл. Е21В 43/24, 2010г.) разработки нефтяной залежи путем бурения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, при этом предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель для прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 5-20м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5- 150т на 1м мощности продуктивного интервала, а также закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из заданного соотношения. Также известен способ (патент РФ Ν° 2418944, кл. Е21В 43/24, 2011 г.) разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, для чего в пласт через нагнетательную скважину закачивают кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по аналитическому выражению.
При этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м3/нм3.
Приведенные выше способы основаны на применении термогазового воздействия на продуктивный пласт и для них характерны следующие общие недостатки, снижающие эффективность их применения на баженовской и доманиковой свитах:
1. Необходимость сжигания части ценных внутрипластовых углеводородов. При реализации данных способов для разогрева продуктивного пласта осуществляют окисление/сжигание некоторой части, содержащейся в нем нефти низкопроницаемых пород, имеющей высокую стоимость, и, для извлечения которой, собственно, и организуют сам процесс добычи.
Так, для нагрева 1м3 продуктивного пласта до температуры 400°С требуется энергия равная, в среднем, примерно, 1000 МДж.
Известно, что теплота сгорания средней по вязкости нефти равна, примерно, 45тыс. кДж/кг. Следовательно, для нагрева 1м3 продуктивного пласта до температуры 400°С необходимо окислить/сжечь 22,22кг внутрипластовой нефти.
Также известно, что в результате теплового воздействия на продуктивные пласты баженовской и доманиковой свит из 1м3 возможно извлечь от 50 до 80 кг, как нефти низкопроницаемых пород, так и синтетической нефти, сгенерированной из керогена.
Таким образом, в результате использования известных способов, объем суммарно извлекаемой нефти уменьшается на 44 - 27,5%, соответственно, с 50 до 27,7 кг/м3 и с 80 до 57,7 кг/м3.
В случае, если для внутрипластового нагрева продуктивного пласта используют кероген, кинетика окисления которого значительно выше кинетики окисления нефти низкопроницаемых пород, то для достижения требуемой величины технологической температуры в продуктивном пласте, по свидетельству самих авторов технологии термогазового воздействия, необходимо «сжечь» от 30 до 50% керогена, содержащегося в продуктивном пласте.
2. Наличие коксообразования. Температура продуктивного пласта в зоне внутрипластовых окислительных реакций может достигать 650°С и более. При продолжительном поддержании такой температуры в безводном продуктивном пласте протекает процесс активного коксообразования. Кокс кольматирует флюидопроводящие каналы, что ведет к снижению эффективности известных способов.
3. Низкая прогнозируемость и управляемость. В пластовых условиях трудно спрогнозировать, какой именно в данный момент времени является температура в зоне осуществления окислительных реакций и, собственно, где она осуществляется. Средств онлайн контроля пока не существует. Это затрудняет процесс принятия решения о том, когда следует приступать к закачке теплой воды или водовоздушной смеси для формирования в пласте сверхкритической воды с последующим формированием локальных очагов внутрипластовой псевдо-сверхкритической среды.
С учетом же высокой неоднородности продуктивных пластов и неопределенных зональных концентраций в них нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена, точный расчет температуры в продуктивном пласте, понимание того, в каком именно месте продуктивного пласта осуществляют высокотемпературные окислительные реакции, определение моментов начала закачки в продуктивный пласт воды или водовоздушной смеси и остановки закачки - практически, невозможно.
Результатом низкой прогнозируемости и низкой управляемости известных способов является то, что в отдельные моменты времени продуктивный пласт или отдельные его области могут либо перегреваться, либо, напротив, недонагреваться, что, в целом, ведет к снижению эффективности известных способов и возможности повреждения нагнетательных и добычных скважин за счет прорыва в них высокотемпературного флюида, преимущественно, по пропласткам (пачкам) с относительно высокой проницаемостью «бажен-баккен» (термин предложен акад. А.Э. Конторовичем).
4. Добыча нефти осуществляется через зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью. В известных способах используются, как минимум, две скважины - нагнетательная и добывающая. Из современного уровня техники известно, что в результате теплового воздействия проницаемость продуктивного пласта возрастает. Но данный эффект не используется в известных способах, так как нефть низкопроницаемых пород вытесняется от нагнетательной скважины в сторону добывающей скважины через пластовую зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью.
5. Использование двух и более скважин. В известных способах используется несколько скважин - одна нагнетательная и, как минимум, одна добывающая. Это ведет к увеличению капитальных инвестиций и, соответственно, к росту себестоимости добычи углеводородов.
По мнению экспертов, разработка продуктивных пластов баженовской свиты с использованием циклического воздействия и только одной скважины представляется более эффективным способом и по состоянию дел на 2015- 2016 гг. АО «РИТЭК» изучает возможность использования именно одной скважины для осуществления циклического термогазового воздействия на продуктивный пласт.
6. Использование углеводородных растворителей, особенно таких, как дизельное топливо, дистиллят нефти или широкая гамма легких ароматических углеводородов повышает себестоимость добычи нефти и ведет к уменьшению экономической эффективности способов, так как некоторая часть доставленных с дневной поверхности скважины в продуктивный пласт углеводородных растворителей (до 50%) становится неизвлекаемой и остается в продуктивном пласте.
7. Основная цель - вытеснение нефти низкопроницаемых пород. В технологии термогазового воздействия основной задачей является внутрипластовая генерация агентов (СО2, угарный газ, легкие углеводородные фракции, азот и водяной пар), вытесняющих из продуктивного пласта в добывающую скважину нефть низкопроницаемых пород. Генерирование синтетической нефти из керогена в технологии термогазового воздействия является второстепенной задачей.
Такой концептуальный подход, при котором внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена уделяется меньшее внимание, чем вытеснению из продуктивных пластов нефти низкопроницаемых пород, понижает степень эффективности известных способов, так как основной углеводородный потенциал баженовской (и доманиковой) свиты сосредоточен именно в керогене (403,3 млрд тонн), а не в нефти низкопроницаемых пород (22 млрд. тонн).
8. Закачка азота. В случае использования в качестве окислителя воздуха или воздуха с повышенным содержанием кислорода в продуктивный пласт закачивается значительное количество азота, присутствие которого в продуктивном пласте понижает степень растворимости диоксида углерода в нефти и таким образом азот отрицательно влияет на снижение плотности и вязкости нефти.
Известны также способы термохимического воздействия на продуктивный пласт с целью повышения его дебита.
Известен (см. патент РФ 2401941 , кл. Е21В43/22, 2009 г.) способ термохимической обработки нефтяного пласта за счет организации в нём химических экзотермических реакций с применением реагирующих веществ- так называемых, «бинарных смесей», включающий раздельную закачку в пласт компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ) по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам (НКТ), при этом нижний срез внешней НКТ опущен ниже нижнего среза внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме.
ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ при этом, в качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас.%: селитру 5-25, карбамидно- аммиачную смесь (КАС)-32 - остальное, а в качестве ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, мас.%: нитрит щелочного металла 15-45, воду - остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС.
Данный способ основан на термохимическом воздействии на продуктивный пласт. Основным недостатком известного способа является высокая рыночная стоимость компонентов, используемых в бинарной смеси, что существенно ограничивает сферу его применения. В силу высокой стоимости компонентов бинарной смеси известный способ может быть использован исключительно в продуктивных пластах с высокой пористостью и, главное, с высокой проницаемостью.
При реализации известного способа период остывания нагретой части продуктивного пласта в околоскважинном пространстве составляет несколько месяцев, а тепла нагретой части продуктивного пласта - вмещающей горной породы должно быть достаточно, чтобы в течение этого времени через нагретую зону к скважине прошло и нагрелось теплом от остывающей околоскважинной горной породы 4-5 порций нефти, каждая из которых равна массе нефти, имевшейся в нагретом объёме продуктивного пласта изначально.
То есть, например, если в нагретом околоскважинном объёме продуктивного пласта (V=15000 м3) при его пористости равной 20% изначально содержалось, примерно, 3000 тонн нефти, то при КИН = 25% на дневную поверхность, по расчетам авторов, при использовании известного способа может быть извлечено до 3750 тонн нефти (750 тонн (1 порция; КИН = 25%), 5порций = 3750 тонн нефти).
Действительно, это корректно применительно к высокопроницаемым продуктивным пластам, содержащим высоковязкую или тяжелую нефть.
Но известный способ не может быть эффективен на нефтеносных сланцевых плеях, имеющих очень низкую проницаемость и относительно небольшую тотальную пористость. При добыче углеводородов из продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев необходимо рассчитывать только на тот объем углеводородов, который содержится в разогретом объёме продуктивного пласта, так как степень интенсивности реальной «подпитки» углеводородами из периферии низкопроницаемых пластов очень низкая и не превышает нескольких процентов от объёма углеводородов, изначально содержавшегося в разогретом объёме продуктивного пласта (внутрипластовая реторта).
Другим недостатком известного изобретения является то, что при разложении в нагретом продуктивном пласте 1 тонны аммиачной селитры (один из реагентов бинарной смеси) образуется, примерно, 200 кг кислорода, который окисляет от 60 до 80кг нефти. При этом, конечно же, в продуктивном пласте генерируется до 3,2ГДж тепла, но уничтожается углеводородный ресурс, для добычи которого и осуществляются все нефтедобычные проекты.
Использовать ценный и высококачественный углеводородный ресурс для нагрева продуктивного пласта экономически расточительно и не целесообразно, так как при использовании тепловых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях, как правило, в избытке имеется другой, более дешевый и менее востребованный углеводородный ресурс, такой как, например, попутный нефтяной газ.
Известен способ добычи углеводородов с использованием сверхкритического флюида и система для осуществления способа (см. опубликованная заявка US N°2014/0224491, 2014 г., "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"), согласно которому осуществляют в наземном парогенерирующем устройстве получение сверхкритического «первого водного флюида» (вода в сверхкритическом состоянии) с его последующим инжектированием в продуктивный пласт для нагрева внутрипластовых углеводородов, отбор нагретых углеводородов на дневную поверхность скважины и использование «второго водного флюида» (вода в сверхкритическом состоянии) для дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта уже частично облагороженных углеводородов в одном из наземных устройств для улучшения их качества с целью облегчения процесса доставки отобранных из продуктивного пласта углеводородов на нефтеперерабатывающий завод для их окончательной переработки.
При этом известный способ, может использоваться и для воздействия на продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев (Shale Oil, англ.) (см. стр. 4, [0035] п. 5.).
Недостатком известного способа является то, что используемые для его осуществления как «первый водный флюид», так и «второй водный флюид», имеют предельно простой композиционный состав и являются водой в сверхкритическом состоянии.
Используемый «первый водный флюид» не содержит никаких иных компонентов, которые могли бы повысить степень конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды или, например, способствовали снижению их вязкости и плотности, а также увеличивали подвижность/мобильность углеводородов в продуктивном пласте.
Эффективность используемого в способе «первого водного флюида» была бы выше, если в композиционный состав «первого водного флюида» входили бы такие дополнительные компоненты, как водород, диоксид углерода, монооксид углерода, метан и наноразмерные катализаторы конверсии углеводородов, например, в молекулярной или ионной форме.
После того, как внутрипластовые углеводороды были частично облагорожены в продуктивном пласте с использованием «первого водного флюида», осуществляется их доставка на дневную поверхность скважины, где отобранные из продуктивного пласта уже частично облагороженные углеводороды подвергаются дополнительному частичному облагораживанию с использованием «второго водного флюида».
Эффективность известного технического решения была бы выше, если бы дополнительное частичное облагораживание отобранных из продуктивного пласта уже частично облагороженных углеводородов осуществлялось не на дневной поверхности скважины, а в скважине с использованием НКТ в процессе доставки отобранных из продуктивного пласта и уже частично облагороженных углеводородов с забоя скважины на её дневную поверхность.
Весьма существенно также и то, что в реализующей способ системе не используется продуктопровод с теплоизоляцией, которая снижала бы тепловые транспортные потери при доставке высокотемпературного рабочего агента, - «первого водного флюида» с дневной поверхности скважины на её забой.
Эффективность известного изобретения была бы выше, если в известном изобретении для снижения тепловых транспортных потерь, возникающих при доставке «первого водного флюида» с дневной поверхности скважины на её забой, использовались бы НКТ с теплоизолирующим покрытием (ТИП).
Известен способ (заявка на изобретение WO 2015/059026, 2015 г.) производства углеводородов в гидротермальных условиях, согласно которому используют две горизонтальные скважины, в одну из скважин нагнетают горячую воду под давлением, в том числе, воду в сверхкритическом состоянии.
Далее, после предварительного нагрева пласта, выполняют ГРП для образования системы трещин, соединяющих нагнетательную и добывающую скважину (Figure 2, позиция 6). В разогретом пласте осуществляются реакции гидротермального ожижения углеводородов, включая кероген.
Ожиженные в пласте углеводороды извлекают на дневную поверхность скважины.
Внутрипластовое ожижение углеводородов с использованием высокотемпературной субкритической или сверхкритической воды позволяет добывать такие углеводороды, которые никаким другим способом не могут быть извлечены из пласта.
Первым недостатком известного способа является использование не одной, а двух скважин, одна из которых является нагнетательной, а вторая - добывающей.
Такой подход увеличивает капитальные затраты, что, в целом, снижает эффективность использования известного способа.
Вторым недостатком известного способа является преднамеренное создание мега-трещин ГРП/мега-флюидопроводящих каналов между двумя скважинами (Figure 2, позиция 6).
Без всякого сомнения, со временем, такие, связывающие обе скважины, трещины трансформируются в магистральные флюидопроводящие каналы, по которым закачиваемый через нагнетательную скважину высокотемпературный рабочий агент будет быстро, не успевая передать требуемую часть тепла пласту, перекачиваться из нагнетательной скважины в добывающую.
В такой ситуации очень скоро в добывающую скважину будет поступать вода, имеющая температуру выше проектной, что означает увеличение тепловых потерь.
Кондуктивный теплообмен станет доминирующим, а эффективность конвективного теплообмена и теплового воздействия на пласт снизится, что результируется в уменьшение степени эффективности использования известного способа.
Третьим недостатком известного способа является то, что доминирование кондуктивного теплообмена над конвективным не позволяет осуществлять быстрый нагрев продуктивного пласта и, соответственно, быструю и, главное, в достаточном количестве внутрипластовую генерацию синтетических углеводородов из битуминозной нефти и керогена. Это означает, что в добывающую скважину в процессе её эксплуатации будет поступать флюид со все меньшим и меньшим содержанием углеводородов и все большим и большим содержанием воды, температура которой превышает проектную.
Углеводородный потенциал околотрещиноватых зон быстро истощится, а освоение углеводородного потенциала более отдаленных зон продуктивного пласта будет осуществляться со значительным отставанием и перерасходом тепловой энергии. Это также снижает эффективность использования известного способа.
Для добычи углеводородов также используются способы, включающие кратковременную частичную внутрипластовую газификацию углеводородов и закачку в продуктивный пласт сингаза (синтетический газ).
Известен способ подземной газификации углеводородосодержащего пласта (заявка WO 2015/053731, 2015 г. (PCT/UA2014/000036), включающий бурение, по крайней мере, двух эксплуатационных скважин с вертикально- горизонтальными стволами, проходящими в подземном пласте, и, по крайней мере, одной газоотводящей скважины, размещение в вертикально- горизонтальных стволах скважин электродов, нагрев пласта, получение парогазовой смеси и выведение ее через газоотводящую скважину, при этом нагрев пласта ведут последовательными термозонированными участками, первый участок нагревают приложением напряжения к размещенным в горизонтальных стволах скважин двум электродам, между которыми инициируют электрическую дугу, до получения в межэлектродной зоне теплового пробоя в поверхностном слое скважины и формирования в нем канала резистивного нагрева между электродами.
Нагрев пласта на последующих участках ведут регулированием силы тока на электродах при одновременном оппозитном перемещении электродов в горизонтальных стволах скважин со скоростью 1 ,0-2,5 м/сутки.
Недостатком известного способа является то, что, нагрев пласта осуществляют за счет создания электрической дуги в скважинах с помощью электродов.
Такой нагрев не способен обеспечить прогрев пласта на требуемом расстоянии от скважины, например, прогрев пласта на расстоянии 15-20 метров от скважины.
Использование электрической энергии для осуществления нагрева снижает эффективность известного способа.
Необходимо также отметить, что для реализации известного способа используют три скважины, имеющие сложную пространственную конфигурацию, что, с одной стороны, сложно осуществимо с технологической точки зрения, а, с другой стороны, экономически весьма затратно, особенно для глубоких скважин, что также снижает эффективность способа.
Также известно изобретение (см. опубл. заявка US » 2012 /0261121 А1, 2014 г., "METHOD OF REDUCING OIL BENEATH THE GROUND"), в соответствии с которым на дневной поверхности скважины в газификаторе генерируется рабочий агент, состоящий из пара, насыщенного синтетическим газом (водород и монооксид водорода), который далее инжектируется в продуктивный пласт, в котором осуществляется крекинг внутрипластовых углеводородов и их гидрирование/гидрогенизация, в результате чего вязкость и плотность внутрипластовых углеводородов понижается, а их качество улучшается. После этого частично облагороженные углеводороды отбираются из продуктивного пласта на дневную поверхность скважины.
Первым недостатком известного изобретения является то, что для генерации синтетического газа используется окислитель, - кислород, который сначала смешивается с нефтью, а затем нефть, насыщенная кислородом (нефтекислородная эмульсия) смешивается с паром. В результате неполного окисления или сжигания нефти в высокотемпературной паровой среде сам пар обогащается синтетическим газом.
Стоимость окислителя достаточно высокая и это повышает себестоимость использования известного изобретения.
Другим недостатком известного изобретения является то, что для повышения температуры среды генерации сингаза сжигается, /окисляется часть нефти, добыча которой является целью всех нефтедобычных проектов. Использование менее дорогостоящего ресурса, например, попутного нефтяного газа могло бы повысить экономическую привлекательность использования известного изобретения.
Третьим недостатком известного изобретения является то, что сгенерированный синтетический газ имеет предельно простой композиционный состав (водород и монооксид углерода). Эффективность рабочего агента известного изобретения могла бы быть выше, если в его составе так же присутствовали бы и диоксид углерода, и метан (как углеводородный растворитель).
Более того, насыщение сингаза наноразмерными катализаторами конверсии углеводородов так же могло бы повысить эффективность использования известного изобретения.
Четвертым недостатком известного изобретения является то, что транспортировка чистого кислорода и его безальтернативное использование в известном технологическом процессе получения сингаза в качестве окислителя связано с необходимостью соблюдения повышенных мер безопасности, что затрудняет применение известного изобретения.
Известен способ и реализующее его устройство (патент РФ 2576267, кл.Е21В43/24,2015 г.) комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, включающий формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся, преимущественно, в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и последующее инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты, причем рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения формируемой СК-воды катализатором экзотермической реакции окисления, после чего обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по теплоизолированному продуктопроводу в скважину и/или на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК- воде, при этом в скважину и/или на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода (С02), находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент самопроизвольно инжектируется в пласт.
Для реализации способа используют катализатор в форме ультраразмерных частиц (больше 100 нанометров (нм)) металлов и/или их оксидов, или в форме наноразмерных частиц (меньше 100 нм) металлов и/или их оксидов, или в молекулярной форме, или в ионной форме, или в атомно-ионной форме.
Катализатор также может быть выполнен в виде композиции, включающей катализаторы в форме ультраразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в форме наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, и/или в молекулярной форме, и/или в ионной форме, и/или в атомно-ионной форме, или в любом их сочетании.
В качестве органических соединений для осуществления способа используют углеводороды, например, метанол (СНзОН).
В качестве окислителя органических соединений для реализации способа используют воздух или кислород О2, или пероксид водорода Н2О2.
Устройство формирования рабочего агента для воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества включает наземный генератор формирования рабочего агента в виде воды в сверхкритическом состоянии (СК-вода), высокотемпературный пакер, продуктопровод с теплоизоляцией для доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного на дневной поверхности скважины наземным генератором СК-воды рабочего агента, и продуктопроводы для доставки в скважину и/или на забой скважины реагирующих веществ в виде органических соединений и окислителя органических соединений, при этом наземный генератор СК- воды оснащен узлом обогащения сформированного на дневной поверхности скважины рабочего агента катализатором экзотермической реакции окисления.
Для формирования рабочего агента в наземном генераторе СК-воды используют теплогенерирующие устройства, работающие на различных видах топлива, включая ядерное топливо, например, ториевые реакторы.
В качестве теплоизоляции для продуктопровода доставки в скважину и/или на забой скважины предварительно сформированного на дневной поверхности скважины наземным генератором С -воды рабочего агента используется сверхтонкая жидкая теплоизоляция на основе алюмосиликатных и/или керамических сверхтонких микросфер, способная работать продолжительное время в присутствии высоких температур (до 600°С).
Продуктопровод с теплоизоляцией представляет собой сборку из НКТ, изготовленных из термостойких и коррозионностойких сталей, оснащенных теплоизоляцией и соединенных муфтами.
Продуктопроводы для подачи в скважину и/или на забой скважины реагирующих веществ в виде органических соединений и окислителя органических соединений собраны из отдельных трубных сегментов, изготовленных из коррозионностойкой нержавеющей стали, соединенных муфтами или выполнены из длинномерной безмуфтовой трубы, а для формирования низкотемпературной подпакерной зоны используют трубку Ранка-Хилша, которая подсоединена к продуктопроводу с теплоизоляцией и подает в подпакерную зону охлажденный предварительно сформированный на дневной поверхности скважины рабочий агент.
Данные способ и устройство приняты в качестве наиболее близких аналогов для заявленных способа и технологического комплекса.
Раскрытие сущности предлагаемого изобретения.
В результате анализа известных способа и устройства необходимо отметить, что наземный генератор сверхкритической воды генерирует на дневной поверхности сверхкритическую воду, которая в силу транспортных тепловых потерь, имея недостаточно высокую температуру, требует дополнительного донагрева после ее доставки на забой скважины.
Для донагрева рабочего агента на забое скважины осуществляется экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя - пероксида водорода, которого используется до 5 мае. % от общей массы рабочего агента, например, 5 кг пероксида водорода на 100 кг рабочего агента. Рыночная стоимость пероксида водорода достаточно высока и его использование в известном изобретении снижает экономическую эффективность известного способа. Весьма существенным недостатком является также и то, что в известном способе рабочий агент, композиционно состоящей из сверхкритической воды, углекислого газа в сверхкритическом состоянии и наноразмерных катализаторов, вносится в не подготовленный продуктивный пласт, проницаемость которого предварительно не восстановлена до изначальных естественных величин и, тем более, не увеличена. Необходимо также отметить, что состав рабочего агента не обеспечивает максимально возможную глубокую конверсию (гидроконверсию) керогена и битуминозной нефти в синтетические углеводороды, а также эффективную качественную молекулярную модификацию битуминозной нефти в легкие углеводородные фракции - более глубокое частичное облагораживание как нефти низкопроницаемых пород, так и битуминозной нефти.
Недостатками известного изобретения является и то, что в известных способе и устройстве некоторое частичное облагораживание внутрипластовых углеводородов осуществляется только в продуктивном пласте - во внутрипластовой высокотемпературной реторте и после отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов их активное дальнейшее облагораживание прекращается.
Весьма существенно также и то, что интенсифицированная естественная трещиноватость продуктивного пласта и индуцированная новая трещиноватость продуктивного пласта остаются не закрепленными проппантом, что может результироваться в относительно быструю
компакцию продуктивного пласта при отборе из него углеводородов (процесс деэнергизации продуктивного пласта). Техническим результатом настоящей группы изобретений является расширение функциональных возможностей добычи углеводородов за счет обеспечения эффективной их добычи из низкопроницаемых нефтекерогеносодержащих пластов, а также повышение качества добываемых углеводородов за счет молекулярной конверсии нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти в более легкие нефти, а также внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена и из битуминозной нефти.
Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе добычи углеводородов, включающем приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу с теплоизоляцией в продуктивный пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт для увеличения объемов добычи углеводородов с последующим отбором углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу с теплоизоляцией, новым является то, что перед основным высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов (естественной проницаемости) в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом, с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента, с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основных высокотемпературных термохимических воздействий (до 593°С и до 800°С) и перед отбором углеводородов осуществляют термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт для облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термо- каталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления им флюидопроводящих каналов продуктивного пласта и после осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия и повторного высокотемпературного (до 800°С) термохимического воздействия на продуктивный пласт осуществляют отбор по продуктопроводу с теплоизоляцией модифицированных и облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют, генерируя сингаз, и, синтезируя наноалмазы, дополнительное частичное облагораживание, отобранных из продуктивного пласта углеводородов, за счет пропускания их через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе с теплоизоляцией между колонной насосно- компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой, а после завершения отбора углеводородов из уже истощенного на углеводороды продуктивного пласта в сформированную высокотемпературную внутрипластовую реторту постоянно или циклически закачивают теплую воду, нагревают её во внутрипластовой высокотемпературной реторте и в постоянном или цикличном режиме отбирают нагретую воду на дневную поверхность скважины и, такимобразом, в геотермальном режиме концепции «Усовершенствованной геотермальной системы» (Enhanced Geothermal System - EGS) рекуперируют не менее половины тепловой энергии, ранее внесенной в продуктивный пласт в процессе теплового и термо-химического воздействия на него для формирования в нём высокотемпературной внутрипластовой реторты в целях осуществления в ней процессов, относящихся к внутрипластовому каталитическому ретортингу, для генерации в продуктивном пласте и отборе из него максимально возможного количества сгенерированной и частично улучшенной в продуктивном пласте и сформированной и дополнительно частично улучшенной в скважине высокотехнологичной нефти.
Для проведения низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют рабочий агент воздействия (РАВ) III.
Для проведения низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ N° Ш.А.
Для проведения кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ JVTs I.
Для теплового воздействия на продуктивный пласт используют РАВ Ns>
LA.
Для осуществления тепловых взрывов в продуктивном пласте используют РАВ N2 1.Б.
Для осуществления высокотемпературного (до 593° С) термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ е П.
РАВ N2 II представляет собой воду в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенную сингазом в составе водорода, диоксида углерода, метана, монооксида углерода, а также непроконвертированного остаточного метанола или нефти, или смеси нефти и метанола.
В РАВ Ν° II дополнительно введены катализаторы риформинга органических соединений, например, наночастицы оксида железа (FeO, Fe203 БезС ), а для увеличения выхода водорода в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду при приготовлении РАВ Ns> II добавляют гидрооксид натрия (NaOH) или наночастицы никеля (Ni), в качестве катализатора или их смесь и муравьиную кислоту (СН2О2).
Также используются и другие катализаторы, такие как, наноразмерные частицы металлов (Fe, Mn, V, Сг и Со) и соли металлов (Ре( )з)з, КМ11О4, K2Mn04, Na2Cr04, К2С 4, Na2Cr207, K2Cr207, KV03, Co(N03)3, NaV03, Μη(Ν03)2·6Η20, Mn(S04) ·6Η20 и NH4VO3.
Для осуществления высокотемпературного (до 800°С) термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ N° П. А, представляющий собой воду в сверхкритическом состоянии или в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную диоксидом углерода, а также непроконвертированным метанолом или нефтью, или смесью метанола и нефти, а также катализаторами риформинга органических соединений, например, наночастицами оксида железа (FeO, Fe203 и Рез04).
Для осуществления термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ N° IV, представляющий собой или воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную наноразмерными катализаторами конверсии углеводородов, включая так же и наноразмерные катализаторы конверсии керогена, в которых используют наноразмерные катализаторы с размерами частиц металлов или их оксидов, имеющих размер, от 5 до ЮОнм, или гомогенный каталитический раствор, содержащий нанокатализатор в молекулярной форме с размерами молекул < 5 нм, например, ацетилацетонат железа
Figure imgf000029_0001
или нанокатализатор в ионной форме, например, ион меди, имеющий размер 77пикометров (пм/рт).
Наноразмерными катализаторами конверсии керогена, используемыми в заявленной группе изобретений, являются, преимущественно, хлориды переходных металлов, например, хлориды железа (FeCb, FeC ), хлориды меди (CuCl, СиСЬ), хлорид никеля (NiC ) и др.
Наиболее доступными наноразмерными катализаторами конверсии керогена являются хлорид железа (FeCb) и хлорид меди (СиСЬ), с температурой разложения 1023°С и 992°С, соответственно.
Предпочтительным катализатором конверсии керогена, который используют в заявленной группе изобретений, является хлорид меди (СиСЬ), который при 5 масс. % в водном растворе позволяет:
а) получать более качественную синтетическую нефть (понизить, например, максимально наблюдаемое углеродное число (число атомов углерода) с С35 до C2i),
б) понизить энергию активации реакции преобразования керогена в углеводороды, примерно, на 20 кДж/моль,
в) понизить максимальную температуру полной пиролизации керогена, примерно, на 30°С.
Для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта используют РАВ Ν» LB, представляющий собой или воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа, являющимися каталитическим нанопроппантом или воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом и наноразмерными частицами церия, циркония, вольфрама.
Для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт используют РАВ Ν° Ι.Γ, представляющий собой псевдо- сверхкритический флюид, композиционно состоящий из воды в сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода и остаточной нефтью или метанолом, или смесью остаточной нефти и остаточного метанола (Т до 593°С при Р до 50 МПа). В процессе воздействия на продуктивный пласт осуществляют внутрипластовый синтез наноалмазов из углеводородов, для чего в продуктивный пласт инжектируют РАВ _Ns> 1.Б и РАВ N° II и доводят температуру в некоторых локальных нанообъёмах продуктивного пласта до 800-900°С, а давление до 100-200 МПа.
Генерацию сингаза и синтез наноалмазов осуществляют также и в проточном трубчатом реакторе, для чего в него вводят вторичный рабочий агент (ВРА) Ν° 2.Б или иные подходящие ПРА (первичный рабочий агент), ВРА или РАВ, доводят в некоторых локальных нанообъёмах проточного трубчатого реактора температуру до 800-900°С и давление до 100-200 МПа, а безмуфтовую трубу проточного трубчатого реактора оснащают насадками, которые уменьшают площадь сечения, образованного внутренней поверхностью НКТ с теплоизоляцией и внешней поверхностью безмуфтовой трубы.
Отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины прекращают в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта превышает гидростатическое давление на 2-3 МПа.
Каждый цикл воздействия на продуктивный пласт завершают, а каждый новый цикл воздействия на продуктивный пласт, кроме первого, начинают инжектированием в продуктивный пласт РАВ Ν» П.А (Т до 800°С), при этом интенсивность воздействия РАВ Ν» П.А на продуктивный пласт в начале каждого нового цикла и, исключая первый цикл, всегда выше интенсивности его воздействия на продуктивный пласт в конце предыдущего цикла.
В технологическом комплексе для добычи углеводородов, включающем наземный генератор ультра-сверхкритической воды,
продуктопровод, выполненный в виде колонны насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в скважине до ее забоя, причем генератор имеет возможность подключения выходом к колонне насосно- компрессорных труб, новым является то, что технологический комплекс оснащен смесителем, установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, а также реактором окисления органических и неорганических соединений, реактором риформинга органических соединений и блоком обогащения органическими соединениями, подсоединенного выходом к первому входу реактора риформинга органических соединений, ко второму входу которого имеет возможность подсоединения генератор, а выход реактора риформинга имеет возможность подсоединения к колонне насосно-компрессорных труб, к входу реактора окисления подсоединен генератор, а выход реактора окисления имеет возможность подсоединения к колонне насосно-компрессорных труб, при этом в колонне насосно-компрессорных труб коаксиально расположена с зазором безмуфтовая труба, к которой имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды, или емкость для окислителя, а смеситель имеет возможность подсоединения входом к генератору, а выходом - к колонне насосно-компрессорных труб, при этом безмуфтовая труба расположена в колонне насосно-компрессорных труб с возможностью извлечения, а ее нижний срез может быть расположен выше, или ниже, или на одном уровне с нижним срезом насосно-компрессорных труб.
Смеситель имеет возможность соединения с емкостью для поверхностно-активных веществ или с емкостью для «ПАВ-НАНОКСИД».
К безмуфтовой трубе имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды или емкость для окислителя.
К реактору окисления имеет возможность подсоединения емкость для насыщенного коллоидного раствора.
К блоку обогащения имеет возможность подсоединения емкость для органических соединений. Колонна насосно-компрессорных труб и расположенная в ней безмуфтовая труба образуют проточный реактор трубчатого типа.
Наземный генератор ультра-сверхкритической воды имеет мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт.
Раскрытие графических материалов.
Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами, таблицами, а также графиком, на которых:
- на фиг.1 - схема строения внутрипластовой реторты;
- на фиг.2 - график выхода углеводородов в зависимости от температуры нагрева продуктивного пласта;
- на фиг.З - схема трансформации используемых для реализации способа рабочих агентов при поступлении их с дневной поверхности скважины на её забой;
- на фиг.4А, фиг.4Б, фиг.4В - возможные скважинные трубные конфигурации продуктопровода - НКТ и размещенной коаксиально в них безмуфтовой трубы, где:
на фиг. 4А - трубная конфигурация, при которой нижний срез безмуфтовой трубы расположен выше нижнего среза НКТ;
на фиг. 4Б - трубная конфигурация, при которой нижние срезы НКТ и безмуфтовой трубы расположены на одном уровне;
на фиг. 4В - трубная конфигурация, при которой нижний срез безмуфтовой трубы расположен ниже нижнего среза НКТ;
- на фиг.5 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт; - на фиг.6 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта;
- на фиг.7 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт;
- на фиг.8 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении теплового воздействия на продуктивный пласт;
- на фиг.9 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении внутрипластовых тепловых взрывов в продуктивном пласте;
- на фиг.10 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или сверхкритической воде;
- на фиг.1 1 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов;
- на фиг.12 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении термокаталитического воздействия на продуктивный пласт;
- на фиг.13 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении водородно-термокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта;
- на фиг.14 - конфигурация технологического комплекса при осуществлении термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт;
- на фиг.15 - схема забоя скважины при отборе углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с дополнительным облагораживанием углеводородов;
- на фиг.16 - схема забоя скважины при осуществлении воздействия на продуктивные пласты, залегаемые на глубине менее 2200 метров, где
на фиг.16 А - трубная конфигурация, позволяющая создавать ультра- сверхкритическую или сверхкритическую среду в НКТ с теплоизоляционным покрытием до момента формирования ультра-сверхкритической или сверхкритической среды в продуктивном пласте,
на фиг.16 Б - трубная конфигурация, которая применяется при использовании РАВ Ns LA, I.B, II, III, и Ш.А или после того, как в продуктивном пласте сформирована ультра-сверхкритическая или сверхкритическая водная, или псевдо-сверхкритическая среда, а также при осуществлении отбора молекулярно модифицированных и частично измененных углеводородов из продуктивного пласта.
- на фиг.17 - «каталитический пояс/фильтр» в околоскважинном объёме, сформированный из каталитического нанопроппанта в форме наноразмерных частиц оксидов металлов, преимущественно, оксидов железа;
- на фиг.18 - процесс образования новых нанотрещин, уменьшения количества микро/мезотрещин и увеличение количества макротрещин - процесс одновременной компакции и расширения продуктивного пласта в ходе теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт (где используют абревиатуры: ПСКФ «X» - псевдо-сверхкритический флюид «X» и ПСКФ «Υ» - псевдо-сверхкритический флюид «Y»);
- табл.1 - характеристики рабочих агентов, используемых для реализации способа;
- табл.2 - характеристика режимов воздействия на продуктивный пласт; -табл.3- пример последовательности осуществления воздействия при осуществлении заявленного способа на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты;
- табл.4 - эффект «перехода флюида через точку критического давления при температуре выше критической», который заключается в относительно резком и значительном уменьшении плотности РАВ и увеличении объема при его переходе через РкрИт при незначительном понижении его температуры, но не ниже ТкрИт;
- табл.5 - эффект «перехода флюида через точку критической температуры при докритическом давлении», который заключается во взрывоподобном увеличении плотности и уменьшении объёма флюида при его переходе через ТКрит при докритическом давлении флюида.
Лучшие примеры выполнения способа добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологического комплекса для добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов,
В приведенном ниже детальном описании заявленной группы изобретений использованы следующие основные термины и понятия:
Продуктивный пласт.
В заявленной группе изобретений под продуктивным пластом подразумевается вмещающая горная порода (наноразмерная минеральная матрица, - наноразмерный макрообъект), содержащая внутрипластовые углеводороды в газообразной, жидкой и твердой форме, а также иные гетерогенные компоненты.
Продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев имеют очень низкую проницаемость.
Естественная трещиноватость продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев, как и нередко присутствующее в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев аномально высокое внутрипластовое давление, является результатом катагенеза органического вещества, - керогена,
- генерации внутрипластовых флюидов в жидкой и газообразной форме.
Особенность баженовского коллектора состоит в том, что его фильтрационные свойства полностью определяются первичной слоистостью (щелевидное поровое пространство) и вторичной субвертикальной трещиноватостью.
Наряду с субгоризонтальной слоистостью формируются также системы трещин со сложной пространственной ориентацией.
Субвертикальные трещины играют значимую роль в формировании объемной и объединенной внутрипластовой флюидопроводящей системы. Породы баженовской свиты находятся в недоуплотненном состоянии (анамально высокое внутрипластовое давление), а содержащиеся в них флюиды несут на себе значительную литостатическую нагрузку и обеспечивают образование (катагенез) и сохранение (низкая проницаемость) аномально высокого внутрипластового давления.
И, тем не менее, даже в подобной дилатансионной ситуации «антикомпакции» или разуплотнения, проницаемость продуктивных пластов баженовской свиты, в зависимости от плотности первичной слоистости и вторичной трещиноватости настолько мала, что если «вскрыть» продуктивный пласт одной скважиной, то дренируемый из этой скважины объём продуктивного пласта за 60 лет потеряет, примерно, всего 50% от своей начальной внутренней энергии в форме внутрипластового давления.
Наибольшая потеря внутренней энергии продуктивного пласта, естественно, наблюдается в непосредственной близости от трещин. Аномально высокое внутрипластовое давление, как отмечено выше, в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеях, включая баженовскую свиту, поддерживают флюиды, при отборе которых давление во флюидопроводящих каналах и открытых порах снижается и, например, пластичный продуктивный пласт баженовской свиты локально подвергается компакции - флюидопроводящие каналы сужаются - проницаемость продуктивного пласта локально понижается ниже уровня естественной проницаемости, что препятствует эффективному отбору углеводородов из продуктивных пластов баженовской свиты.
Такой механизм компакции продуктивного пласта и сужения флюидопроводящих каналов в процессе отбора углеводородов во многом объясняет низкую эффективность многостадийного ГРП в крайне неоднородных и пластичных продуктивных пластах баженовской свиты. Сразу после проведения многостадийного ГРП, как правило, фиксируют относительно высокий дебит, но уже по истечении года падение дебита может составить 80 и более процентов от первоначального.
На то существует несколько причин:
- в силу низкой естественной проницаемости продуктивного пласта в нём фиксируется медленный приток подвижной нефти низкопроницаемых пород из отдаленных зон продуктивного пласта по микро и мезо флюидопроводящим каналам к трещинам многостадийного ГРП, а количество естественных макрофлюидопроводящих каналов (первичная слоистость) невелико;
- снижение энергии продуктивного пласта в зоне, окружающей макротрещины многостадийного ГРП - околотрещиноватая компакцияпродуктивного пласта и уменьшение толщины флюидопроводящих каналов продуктивного пласта;
- кольматация/закупоривание водой, используемой для осуществления многостадийного ГРП, микро, мезо и макрофлюидопроводящих каналов продуктивного пласта и, как следствие - компакция этой зоны продуктивного пласта, сопровождающаяся гидроблокировкой флюидопроводящих каналов и снижением проницаемости продуктивного пласта в околотрещиноватых зонах до уровня ниже естественной - формированием вокруг макротрещин многостадийного ГРП своеобразной низкопроницаемой оболочки, которая препятствует притоку нефти низкопроницаемых пород в макротрещины многостадийного ГРП по естественным микро, мезотрещинам из более отдаленных областей продуктивного пласта.
После окончания формирования низкопроницаемой объёмной оболочки вокруг макротрещин, сформированных, например, многостадийным ГРП, они (макротрещины) практически, прекращают работать, особенно в пластичном коллекторе баженовской свиты.
Таким образом, при разработке продуктивных пластов баженовской свиты одним из необходимых условий является поддержание пластового давления, а, наиболее перспективным - его повышение (реэнергизация) и недопущение компакции продуктивного пласта - схлопывания, преимущественно, субгоризонтальной первичной трещиноватости.
В заявленной группе изобретений наиболее значимыми процессами, происходящими с внутрипластовыми углеводородами, на общем фоне увеличения объема внутрипластовых флюидов и керогена (разбухание) в силу их нагрева, являются следующие процессы:
- генерация синтетических углеводородов в газообразной и жидкой форме из нефти низкопроницаемых пород и, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена;
- внутрипластовое облагораживание нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти за счет дробления крупных молекул углеводородов на более мелкие и, таким образом, необратимого понижения вязкости и плотности жидких углеводородов; -внутрипластовая десульфиризация и понижение степени интенсивности процесса полимеризации асфальтенов (коксообразования), его подавление.
В продуктивном пласте нефтеносных сланцевых плеев, включая баженовскую свиту, существуют поры/флюидопроводящие каналы, которые образуются как в результате тектонических процессов, которые так или иначе механически деформируют продуктивный пласт и, тем самым, нарушают его сплошность/целостность, так и в результате катагенеза (Т от 60 до 130°С и давление до 35/40МПа), в ходе которого реализуется процесс созревания керогена с образованием различных углеводородов и иных химических соединений.
В частности, аномально высокое пластовое давление баженовской свиты есть результат катагенеза в условиях глубокого залегания продуктивных пластов.
В процессе катагенеза из керогена образуются неподвижные углеводороды - термобитум/битуминоиды, и подвижные углеводороды - средняя и тяжелая нефти, нефть низкопроницаемых пород (легкая нефть), газообразные углеводороды (Ci - С4), сероводород и иные газы.
Поры продуктивного пласта могут быть «пустотными» (заполненными газами) или заполненными вышеназванными продуктами созревания керогена - термобитумом и нефтями (нефтью низкопроницаемых пород и/или битуминозной нефтью).
Поры, образовавшиеся в процессе катагенеза керогена, классифицируются следующим образом:
- округлая/щелевая;
- закрытая/открытая;
- изолированная/связанная;
- органическая/межгранулярная/трещиноватая;
- микро/мезо/макропора; -наполненная керогеном/нефтью низкопроницаемых пород/ битуминозной нефтью/углеводородными газами/ или иными газами.
Продуктивный пласт баженовской свиты характеризуется аномально высокими пластовыми давлениями (коэффициент: до 1,7-1,8), - до 430 атм, в присутствии аномально высоких пластовых температур, значения которых находятся в интервале от 1 16°С до 134°С. Причиной одновременного возрастания температуры и давления в баженовской свите является преобразование органического вещества (керогена) с большой плотностью (1,12г/см3) в синтетические углеводороды с меньшей плотностью и, как следствие, возрастание объема внутрипорового флюида в 1,33 раза, что также ведет к образованию трещиноватости и росту проницаемости продуктивных пластов баженовской свиты.
Чем выше катагенез (в пределах «нефтяного окна»), чем более реализован нефтегенерационный потенциал керогена, тем проницаемость продуктивного пласта баженовской свиты выше и тем больше нефти низкопроницаемых пород содержится в таком продуктивном пласте (Примечание: за пределами «нефтяного окна» (Ro> 1,2) проницаемость продуктивного пласта может начать снижаться).
Внутрипластовая реторта.
В заявленной группе изобретений под внутрипластовой ретортой подразумевается некоторый объем продуктивного пласта, в котором осуществляется процесс внутрипластового (каталитического) ретортинга.
Внутрипластовая реторта это искусственно сформированный в нефтекерогеносодержащем продуктивном пласте наногеотермохимический реактор, существующий в наноразмерной минеральной матрице, заполненной, преимущественно, органическими веществами, которой, по сути, являются низкопроницаемые продуктивные пласты нефтяных и нефтеносных сланцевых плеев.
Искусственно измененная температура внутрипластовой реторты выше естественной температуры, окружающего её продуктивного пласта.
Искусственно измененное давление внутрипластовой реторты, как правило, выше естественного давления, окружающего её продуктивного пласта.
Внутрипластовая реторта - это искусственно созданный в продуктивном нефтекерогеносодержащем пласте подземный геореактор, в котором при реализации заявленной группы изобретений осуществляются следующие процессы внутрипластового каталитического ретортинга: паровой риформинг; автотермальный риформинг; частичное окисление внутрипластовых углеводородов; конверсия водяного газа; метанизация; формирование углерода и его потребление; риформинг углекислого газа; частичное облагораживание внутрипластовых углеводородов, их термолиз или пиролиз/гидропиролиз, акватермолиз, каталитический акватермолиз, термический, каталитический крекинг, гидротермальная каталитическая карбонизация остаточных внутрипластовых углеводородов, которые, все вместе и в целом, можно отнести к базовым процессам карбонизации, ожижения и газификации, реализуемых в заявленном способе в продуктивном пласте и отчасти в скважине для молекулярной модификации внутрипластовых углеводородов, их частичного облагораживания, а также образования на внутренней поверхности нанофлюидопроводящих каналов нанопористого углерода.
Искусственное формирование внутрипластовой реторты возможно потому, что проницаемость продуктивного пласта нефтеносных сланцевых плеев, включая баженовскую свиту, очень низкая и в нем отсутствуют крупные поры и трещины. Более того, с повышением температуры внутрипластовой реторты выше 150°С вокруг неё формируется «оболочка», проницаемость которойещё ниже проницаемости продуктивного пласта в его естественном состоянии.
Рост внутрипластовой реторты носит цикличный характер. Это объясняется цикличностью теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, а также цикличностью отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.
В ходе осуществления названных выше процессов геометрические очертания и объем внутрипластовой реторты постоянно изменяются при сохранении общей тенденции роста.
Объем внутрипластовой реторты увеличивается в процессе циклического теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт и уменьшается в процессе циклического отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, но при этом величина уменьшения объема внутрипластовой реторты всегда остается меньше величины предшествующего прироста ее объема, что, в целом, и обеспечивает циклический процесс роста внутрипластовой реторты, объясняет цикличный характер увеличения 'ее объема и изменения ее геометрических очертаний при сохранении общей тенденции ее роста.
Внутрипластовая реторта в заявленной группе изобретений представлена структурно состоящей из трех условных температурных зон, которые характеризуются различной степенью проницаемости (Фиг 1.).
Зона -Ν» 1 условное «ядро» внутрипластовой реторты имеет температуру от 250 до 1000°С и характеризуется измененной повышенной проницаемостью.
Зона N° 2 - низкопроницаемая «оболочка» внутрипластовой реторты имеет температуру от 250 до 150°С и характеризуется временно измененной пониженной проницаемостью, которая повышается с ростом температуры в процессе роста/развития внутрипластовой реторты за счет теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт.
Зона JST2 3 - имеет температуру от уровня естественной внутрипластовой температуры до 150°С (в баженовской свите внутрипластовая температура составляет, в среднем, от 80 до 120°С) и характеризуется практически неизмененной внутрипластовой естественной проницаемостью.
В поименованных выше зонах внутрипластовой реторты протекают различные внутрипластовые процессы, внешне проявляющие себя тремя пиками (Фиг. 2) выхода углеводородов, и имеющими различную физическо- химическую природу.
Процесс » 1 - увеличение подвижности нефти низкопроницаемых пород (Si) и десорбция адсорбированной внутренней поверхностью открытых пор/флюидопроводящих каналов нефти низкопроницаемых пород и газов, Т до 150°С.
Процесс N° 2 - извлечение адсорбированных структурами керогена (S2) нефти низкопроницаемых пород и газов:) низкотемпературный процесс Si - физический, Т от 150 до 180°С; высокотемпературный процесс S2a - химический, Т от 240 до 320°С.
Процесс No 3 - генерация синтетических углеводородов из керогена при его пиролизе/гидропиролизе S2b, Т>320°С. («ФОРМЫ ЗАХВАТА СВОБОДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ КЕРОГЕНОМ». Баталии О.Ю., Вафина Н.Г. ИПНГ РАН. FORMS OF FREE-HYDROCARBON CAPTURE BY KEROGEN. Batalin O.Y., Vafina N.G. Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Science. INTERNATIONAL JOURNAL OF APPLIED AND FUNDAMENTAL RESEARCH JV2 10, 2013.).
Кероген и битуминозная нефть.
В заявленной группе изобретений под керогеном (приближенная эмпирическая формула C200H300SN5O11), следует понимать полимерные органические материалы (геополимер нерегулярной структуры), которые являются породообразующим элементом и составной частью органоминерального комплекса нефтяных и/или нефтеносносных сланцевых плеев и одной из форм нетрадиционной нефти. Они нерастворимы в обычных органических растворителях благодаря своей высокой молекулярной массе (от 500 г/моль и более).
Каждая молекула керогена является уникальной, поскольку она представляет собой случайное сочетание различных мономеров.
В процессе осуществления внутрипластового теплового и/или термохимического воздействия (пиролизация/гидропиролизация керогена/каталитическая гидропиролизация) из керогена генерируются промежуточный пиробитум, а также жидкие синтетические углеводороды и синтетический газ, преимущественно, состоящий из СО2, Н2, СН4, СгНб, СО, С2Н4, С3Н8, СзНб, С4Н , С4Н8 и С5+.
Продуктивные пласты баженовской свиты содержат значительное количество керогена.
По оценкам экспертов его концентрация в «сладких пятнах» достигает 23-24%, что сопоставимо с концентрацией керогена в нефтяных сланцевых плеях, таких как, например, Грин Ривер, США. Кероген баженовской свиты в значительной степени незрелый и сохранил свой остаточный нефтегенерационный потенциал на высоком уровне - до 70%, что делает его привлекательным объектом для внутрипластовой генерации из него синтетических углеводородов за счет его внутрипластовой пиролизации.
Кероген баженовской свиты распределен в ее продуктивных пластах относительно равномерно, что отличает баженовскую свиту, например, от североамериканского нефтеносного плея Баккен, в котором кероген, преимущественно, сосредоточен в Верхнем и Нижнем Баккене. Пачки продуктивного пласта баженовской свиты с низкой концентрацией керогена («бажен-баккен») и высоким содержанием подвижной нефти низкопроницаемых пород, имеют незначительную толщину.
В баженовской свите содержится кероген II Типа, температура внутрипластового пиролиза которого (400°С) существенно ниже температуры (примерно, на 50°С), необходимой для полного внутрипластового пиролиза керогена I Типа, содержащегося в продуктивных пластах, например, сланцевой формации Грин Ривер.
Углеводородный потенциал (запасы углеводородов), содержащейся в керогене баженовской свиты, с учетом его остаточного нефтегенерационного потенциала, примерно в 10 - 20 раз и выше, чем количество уже находящейся в её продуктивных пластах нефти низкопроницаемых пород и достигает величины, примерно, 400 млрд. тонн.
Этот факт выдвигает на первый план именно подход к внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена, составляющей концептуальную основу заявленной группы изобретений, по сравнению с проектами, целью которых является добыча уже существующей в продуктивных пластах баженовской свиты нефти низкопроницаемых пород.
В баженовской свите можно выделить три группы нефтей, которые отличаются по плотности и другим параметрам.
1. «Легкие» нефти с низкой плотностью (0,771-0,819 г/см3), которая обусловлена в большей мере высоким выходом бензиновых фракций (29- 54%), низким содержанием смол и асфальтенов.
2. «Средние» нефти, плотность которых изменяется в пределах 0,825- 0,866 г/см3, выход легких фракций - 19,0-30,0%, содержание смол - 2,04- 6.67%, асфальтенов - 0,10-1,69%. 3. «Тяжелые» нефти - с высокой плотностью (0,871-0,908 г/см3), которые имеют высокие температуры кипения (более 100°С). В них нет легких фракций углеводородов и содержится много асфальтенов.
«Тяжелые» нефти, в своем большинстве, являются малоподвижными и неизвлекаемыми из низкопроницаемых продуктивных пластов без дополнительного теплового воздействия.
Извлекаемыми нефтями являются «легкие» и частично «средние» нефти, массовая доля которых, по разным оценкам составляет примерно, от 5 до 15% от суммарного углеводородного потенциала бажена. То есть, примерно, от 85 до 95% углеводородов баженовской свиты невозможно извлечь без использования тепловых методов увеличения нефтеотдачи (МУН). «Тяжелые» нефти входят в состав «битуминозной» нефти, включающей в себя также и неподвижный термобитум.
В заявленной группе изобретений под термобитумом следует понимать:
промежуточный продукт процесса пиролизации керогена, содержащегося в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев;
- один из продуктов созревания керогена в процессе катагенеза.
Термобитум относится к неподвижным углеводородам и без теплового или термохимического воздействия является существенным неизвлекаемым углеводородным ресурсом баженовской, доманиковой свит и иных свит, и формаций, как на территории России, так и на территории США и ЕС.
Термобитум является одним из компонентов битуминозной нефти, в которую также входят любые типы малоподвижных тяжелых и высоковязких нефтей, относящихся к «тяжелым» нефтям.
Внутрипластовый (каталитический) ретортинг.
В заявленной группе изобретений под внутрипластовым (каталитическим) ретортингом подразумевается совокупность всех процессов, поименованных при описании термина «Внутрипластовая реторта», основной целью осуществления которых является молекулярная модификация внутрипластовых углеводородов, внутрипластовая генерация синтетических углеводородов и их общее необратимое частичное облагораживание.
К наиболее значимым процессам внутрипластового (каталитического) ретортинга относятся низкотемпературные окислительные реакции, акватермолиз, каталитический акватермолиз, термолиз или пиролиз, включая «сухой» пиролиз и гидропиролиз, каталитический гидропиролиз, крекинг в сверхкритической воде, гидрокрекинг в сверхкритической воде, а также и каталитический крекинг в сверхкритической воде.
Внутрипластовый (каталитический) ретортинг обеспечивает максимизацию степени извлечения высокотехнологичной нефти, имеющей наиболее высокую потребительскую стоимость.
«Сухой» пиролиз, гидропиролиз и влияние давления на степень полноты конверсии керогена в синтетические углеводороды.
Пиролиз «сухой» (пиролиз в отсутствии воды) и гидропиролиз в заявленной группе изобретений являются основными процессами внутрипластовой генерации синтетических углеводородов, преимущественно из керогена и битуминозной нефти, не исключая при этом, пиролизацию нефти низкопроницаемых пород.
Эффективность гидропиролиза в присутствии докритической и/или сверхкритической воды и/или псевдо-сверхкритического, и/или псевдо- ультра-сверхкритического флюида значительно выше так называемого, «сухого» пиролиза, что объясняется участием молекул Н20 в окислительно- восстановительных реакциях.
Из современного уровня техники известно, что качество генерируемой синтетической нефти и температура пиролиза, при которой достигается полная конверсия керогена в синтетические углеводороды, во многом зависят от скорости нагрева продуктивного пласта.
Так, чем ниже скорость нагрева продуктивного пласта/керогена, тем ниже температура полной пиролизации керогена. Например, при скорости нагрева 3°С в месяц полная конверсия керогена в синтетические углеводороды завершается при температуре 300°С, а при скорости нагрева 3°С в сутки - при 350°С.
Также установлено, что, чем медленнее скорость нагрева продуктивного пласта/керогена, тем выше качество генерируемой синтетической нефти.
Так, при высокой скорости нагрева продуктивного пласта/керогена - 10 000°С в сутки, качество сгенерированной внутри продуктивного пласта из керогена синтетической нефти соответствует 24° API, а при медленном нагреве - 1°С в сутки, качество сгенерированной синтетической нефти повышается до 32° API.
В заявленной группе изобретений используется, как кондуктивный, так и конвективный нагрев продуктивного пласта, но в обоих случаях, учитывая низкую теплопроводность (примерно, 7,5-7,7 кДж/(м*К*час)) продуктивных пластов баженовской свиты, нагрев продуктивного пласта осуществляется медленно.
Это означает, что полная конверсия керогена в синтетические углеводороды достигается в результате, преимущественно, низкотемпературного пиролиза - до 350-400°С, а генерируемая из керогена синтетическая нефть является легкой синтетической нефтью высокого качества.
В то же время, при таких температурах гидропиролиза и в присутствии диоксида углерода (СОг) количество генерируемых внутри продуктивного пласта углеводородных газов (Ci - С4) удерживается на возможно минимальном уровне.
Для пиролиза/гидропиролиза качество керогена является не менее значимым фактором.
Из современного уровня развития техники известно, что из керогена I Типа при гидропиролизе с использованием сверхкритической воды или псевдо-сверхкритических флюидов генерируется больше жидких и газообразных синтетических углеводородов, чем из керогена II Типа, но при этом требуемая для полной конверсии керогена II Типа в жидкие и газообразные углеводороды температура пиролиза/гидропиролиза ниже, чем для керогена I Типа.
Для керогена II Типа достаточной является температура 350-400°С, в то время, как для полной конверсии керогена I Типа в жидкие и газообразные синтетические углеводороды необходима температура, равная, в среднем, 450°С.
Для конверсии керогена II Типа в жидкие и газообразные синтетические углеводороды требуется меньшая энергия активации, чем для керогена I Типа.
С увеличением срока/продолжительности разработки продуктивного пласта, качество синтетической нефти, генерируемой из керогена, будет улучшаться, а на заключительном этапе разработки продуктивного пласта- с использованием заявленного способа, мы полагаем возможным понизить температуру используемых основных рабочих агентов воздействия до 350 - 400°С, что снизит энергозатраты и, соответственно, себестоимость добычи молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из нефтеносных сланцевых плеев. При повышении внутрипластового давления, как одного из условий среды пиролизации керогена, эффективность конверсии керогена может быть повышена, примерно, на 6-7%.
При «сухом» пиролизе внутрипластовое давление, как правило, не возрастает выше 25-28 МПа, в то время как при гидропиролизе (локально) оно может возрасти, примерно, до 80-85МПа.
В локальных нанообъёмах давление кратковременно может повышаться и до 200 МПа.
При конверсии керогена в «нефть», кероген сначала конвертируется в битум или термобитум и легкие углеводороды (преимущественно, С1-С9) и только затем в нефть, газ и кокс.
Также необходимо отметить, что при 100% конверсии керогена в термобитум (первый этап конверсии) его объем увеличивается всего на 4%, а при конверсии термобитума в нефть (второй этап конверсии) его объем возрастает на 30% (реэнергизация продуктивного пласта).
При этом в процессе конверсии керогена в термобитум вода не играет, практически, никакой роли, в то же время, при следующем этапе конверсии термобитума в нефть - вода (сверхкритическая вода) начинает играть исключительно важную роль как донора водорода и ее присутствие в продуктивном пласте обеспечивает полную конверсию при более высоком локальном давлении (до 80 МПа по сравнению с 25 МПа без воды) и, как следствие, обеспечивает рост давления при одновременном увеличения объема керогена, что приводит к существенному повышению внутренней энергии продуктивного пласта (реэнергизация) и к росту его проницаемости за счет восстановления естественной и образованию новой трещиноватости-. - Автофлюидоразрывы продуктивного пласта.
В заявленной группе изобретений под автофлюидоразрывами продуктивного пласта подразумеваются локальные наноразмерные разрывы сплошности горной породы при тепловом или термохимическом воздействии на неё, преимущественно, за счет объемного расширения или разбухания уже содержащихся в ней внутрипластовых флюидов, битуминозной нефти и керогена, а также внутрипластовой генерации синтетических углеводородов, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена.
Осуществление названных выше процессов ведет к росту внутрипорового давления в закрытых и/или квазизакрытых порах (типа «пора-чернильница») и, при значениях выше критических, результируется в разрыв сплошности горной породы и трансформации закрытых и/или квазизакрытых пор в открытые поры.
За счет этого происходит интенсификация естественной и образование новой трещиноватости, преимущественно, на микро и мезоуровне, а также включение ранее изолированных пор в объемную и объединенную внутрипластовую флюидопроводящую систему.
Внутрипластовые автофлюидоразрывы продуктивного пласта осуществляются также и в открытых/связанных порах и во флюидопроводящих каналах, и в этом случае реализуется процесс обновления/восстановления и роста трещиноватости на всех трех наноуровнях, но преимущественно, на мезо и макроуровне. Внутрипластовые автофлюидоразрывы продуктивного пласта в заявленной группе изобретений представляют один из наиболее значимых инструментов увеличения проницаемости продуктивного пласта.
Рабочие агенты.
В заявленной группе изобретений для реализации заявленного способа с обеспечением указанного выше технического результата используются следующие рабочие агенты:
- первичные рабочие агенты (ПРА);
- вторичные рабочие агенты (ВРА); - рабочие агенты воздействия (РАВ).
Под ПРА следует понимать рабочие агенты, которые являются основой для формирования ВРА и РАВ и не используются для инжектирования в продуктивный пласт и, следовательно, не предназначены для оказания на него того или иного воздействия.
Под ВРА следует понимать рабочие агенты, которые формируются на основе ПРА и являются основой для формирования РАВ, они не используются для инжектирования в продуктивный пласт и не предназначены для оказания на него того или иного воздействия.
Под РАВ следует понимать рабочие агенты, которые формируются на основе ПРА и/или ВРА и используются для инжектирования в продуктивный пласт и, следовательно, предназначены для оказания на него того или иного воздействия.
Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса применяются следующие ПРА:
ПРА N° 1. Формируется на дневной поверхности скважины в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды и является чистой водой в ультра- сверхкритическом состоянии (Т от 593 до 650°С и Р до 45 МПа; энтальпия (h)
- 3482,5 кДж/кг; плотность (р) - 126,8 кг/м3);
ПРА N° 2. Формируется на дневной поверхности скважины в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды и является чистой водой в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593 °С и Р до 45 МПа; энтальпия (h)
- 3274,2 кДж/кг; плотность (р) - 146 кг/м3);
ПРА 3. Формируется на дневной поверхности скважины в наземном генераторе ультра-сверхкритической воды и является чистой водой в докритическом состоянии (Т до 375°С и Р до 45 МПа; энтальпия (п) - 1721,8 кДж/кг; плотность (р) - 629 кг/м3); ПРА N°. 4. Формируется на дневной поверхности скважины и является чистой холодной водой, насыщенной наноразмерным катализатором;
ПРА Ν» 5. Формируется на дневной поверхности скважины и является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода, воздуха или воздуха, обогащенного кислородом;
ПРА N° 6. Формируется на дневной поверхности скважины и является холодной водой, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями.
ПРА JSf2 7. Формируется на дневной поверхности скважины и является холодной водой, насыщенной нефтью или метанолом, или смесью нефти и метанола.
Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса используются следующие ВРА:
ВРА N?. 1.А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА No 1 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА Ns 1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА N°. 1 трансформируется во ВРА No 1.А, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°С и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (р) - 146 кг/м3). ВРА N 1.А является одним из компонентов РАВ N 1, 1.Б и IV;
ВРА No 1.Б. Формируется на дневной поверхности скважины "в реакторе окисления путем окисления, преимущественно, алюминия и/или цинка, и/или железа или их смеси в ПРА No 1, в результате чего ПРА No 1 насыщается водородом и наночастицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа и/или их смеси. ВРА Ns 1.Б является однофазным многокомпонентным псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, насыщенным, преимущественно, наночастицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа, и/или их смеси и водородом. В результате осуществления экзотермической реакции окисления, преимущественно, алюминия и/или цинка и/или железа или их смеси в любой возможной пропорции в ПРА N° 1 выделяется тепло и температура ВРА JSfo 1.Б всегда выше температуры ПРА N2 1. ВРА Ν» 1.Б является основой для формирования РАВ Ν» I.B.
ВРА No LB. Формируется на дневной поверхности скважины за счет насыщения ПРА N2 1 окислителем в форме ПРА Ν° 5 и далее окисления в реакторе окисления любых на то подходящих органических соединений, преимущественно, нефти или метанола, или смеси нефти и метанола, в форме ПРА JN° 7, в результате чего ПРА JN° 1 насыщается диоксидом углерода и трансформируется во ВРА N° 1.В. ВРА N2 1.В. является однофазным многокомпонентным псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, насыщенным, диоксидом углерода и непроконвертированной остаточной нефтью или метанолом, или смесью нефти и метанола. В результате осуществления экзотермической реакции окисления, преимущественно, нефти или метанола, или смеси нефти и метанола в любой возможной пропорции в ПРА JSfs 1 выделяется тепло и температура сформированного ВРА Ν» LB. всегда выше температуры ПРА N2 1. ВРА N2 LB. на дневной поверхности скважины насыщается значительным количеством СО2, что снижает удельные транспортные тепловые потери, возникающие при доставке ВРА N2 1.В. на забой скважины. Температура ВРА N2 LB. - до 700°С. ВРА N LB. является основой для формирования РАВ N Ι.Γ.
ВРА N 2.А. Формируется на дневной поверхности скважины в блоке обогащения органическими соединениями наземного генератора ультра- сверхкритической воды за счет насыщения ПРА N2 1 или ПРА N2 2 любыми газифицируемыми в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде органическими соединениями, но, преимущественно, метанолом и/или нефтью, или смесью нефти и метанола. Композиционный состав ВРА N° 2. А: вода в ультра-сверхкритическом (при использовании ПРА N° 1) или в сверхкритическом состоянии (при использовании ПРА Ν» 2); любые газифицируемые в ультра- сверхкритической или в сверхкритической воде органические соединения, но, преимущественно, метанол и/или нефть, или смесь нефти и метанола в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии.
ВРА N2 2.А. является основой для формирования РАВ N°. П.
ВРА N° 2. Б. Формируется на дневной поверхности скважины в блоке обогащения органическими соединениями наземного генератора ультра- сверхкритической воды за счет насыщения ПРА N° 2, преимущественно, метанолом, но, не исключая возможность использования нефти или смеси нефти и метанола. ВРА Ns 2. Б. является одним из компонентов РАВ Na П. А.
ВРА Ν» З.А. Формируется на дневной поверхности скважины за счет насыщения ПРА Ns 3 поверхностно-активными веществами (ПАВ). Композиционный состав ВРА N° З.А: вода в докритическом состоянии и ПАВ. ВРА N° З.А. является основой для формирования РАВ o III.
ВРА З.Б. Формируется на дневной поверхности скважины за счет насыщения ПРА з композицией «ПАВ-НАНОКСИД», состоящей из анионного ПАВ и наноразмерных частиц металлов и/или их оксидов, преимущественно, оксида железа (FeO, Fe203 и/или БезС^), которые одновременно являются катализатором конверсии внутрипластовых углеводородов и нанопроппантом (каталитическим нанопроппантом), расклинивающим и закрепляющим нанотрещиноватость продуктивного пласта.
Композиционный состав ВРА Ns З.Б: вода в докритическом состоянии; анионные ПАВ; наноразмерные частицы металлов или их оксидов, преимущественно, оксида железа (FeO, Fe203 и/или Рез04). ВРА N З.Б. является основой для формирования РАВ N° Ш.А. BPA Ν° 4.A. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА Ν° 4 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА Ν° 4 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА Ns> 4 трансформируется во ВРА Ν» 4. А, который является чистой водой, имеющей высокую температуру и, находящейся в докритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенной наноразмерными катализаторами. ВРА N° 4.А является одним из компонентов РАВ Na IV.
ВРА N° 5. А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА JY2 5 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА 5 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА Ns? 5. трансформируется во ВРА N° 5. А, который является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода или воздуха. ВРА Ν° 5. А. является одним из компонентов, используемых при формировании или в композиционном составе РАВ Ν° Ц.А и 1.Б.
ВРА N° 6. А. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА No 6 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА N° 6 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА Ns 6 трансформируется во ВРА N° 6. А, который является водой, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями. ВРА N° 6.А. является одним из компонентов РАВ N° I.
Для реализации заявленного способа с использованием технологического комплекса используются следующие РАВ:
РАВ, используемые при проведении этапа «Подготовка продуктивного пласта»:
РАВ N0. III. Предназначен для низкотемпературного термохимического воздействия. Формируется на забое скважины. В процессе доставки на забой скважины ВРА N° З.А при неизменном давлении его температура снижается, а плотность возрастает и он, таким образом, трансформируется в РАВ N° III.
Температура РАВ N2 III в момент его инжектирования в продуктивный пласт не должна превышать 150°С.
РАВ П.А предназначен для низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с нанопроппантом.
Формируется на забое скважины.
В результате доставки на забой скважины ВРА З.Б при неизменном давлении его температура снижается, а плотность возрастает и он, таким образом, трансформируется в РАВ N° Ш.А.
Температура РАВ N2 Ш.А в момент его инжектирования в продуктивный пласт не должна превышать 150°С.
РАВ > I.
Предназначен для кислотного термохимического воздействия. РАВ Ns? I формируется на забое скважины за счет смешения ВРА N2 1.А с ВРА N2 6.А. РАВ N2 I является псевдо-сверхкритическим флюидом.
Композиционный состав РАВ N° I: вода в сверхкритическом состоянии; кислоты или кислотные эмульсии.
РАВ N2 1.A. Предназначен для теплового воздействия. Формируется на забое скважины. В процессе доставки ПРА JVTs 1 с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ПРА N2 1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА Ν2 1 трансформируется в РАВ N2 I.A, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии.
РАВ No 1.Б. Формируется на забое скважины за счет смешения ВРА N2 1.А с ВРА N2 5. А и используется в заявленном способе для осуществления внутрипластовых тепловых взрывов. PAB, используемые на этапе «Основное высокотемпературное термохимическое воздействие»:
PAB N° П. Используется для высокотемпературного термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации любых газифицируемых органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде.
Формируется, в основном, в наземном реакторе риформинга органических соединений за счет газификации BP А Ν» 2. А.
Однако, в некоторых случаях, в силу продолжительности процесса газификации ВРА 2.А, он может продолжаться и в НКТ в процессе доставки ВРА N° 2. А на забой скважины, а также и в подпакерной скважинной зоне на забое скважины.
Таким образом, в зависимости от ряда факторов, процесс трансформации ВРА Ν» 2. А в PAB N° II может быть завершен в наземном реакторе риформинга органических соединений, расположенном на дневной поверхности скважины или в скважине, но в непосредственной близости от её дневной поверхности и/или в скважине в НКТ, и/или в подпакерной скважинной зоне на забое скважины.
РАВЖТА.Предназначендля высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов.
Формируется на забое скважины за счет осуществления экзотермической реакции окисления, преимущественно, метанола и/или нефти, и/или смеси нефти и метанола, содержащихся во ВРА Ν» 2.Б' в сверхкритической воде в присутствии ВРА Ν° 5. А, в результате которой происходит, практически, полное окисление, названных выше органических соединений, донагрев ВРА N° 2.Б. до 800°С и его обогащение углекислым газом, что означает его трансформацию в РАВ N° П.А. РАВ Ns> П.А. используется для частичной и непродолжительной внутрипластовой газификации углеводородов.
В случае значительной концентрации метанола и/или нефти, и/или смеси нефти и метанола во ВРА Ns 2.Б. (от 5 до 15%) РАВ N° П.А. может донагреться на забое скважины до ультра-сверхкритической температуры (от 593 до 800°С) и в этом случае концентрация в нем диоксида углерода всегда будет выше, чем в случае, если используется ВРА N° 2. Б с концентрацией метанола и/или нефти, и/или смеси нефти и метанола до 5%, при окислении которых на забое скважины температура РАВ N2 П.А. не может превысить предельное сверхкритическое значение температуры, равное 593°С.
РАВ, используемые на этапе «Дополнительное воздействие в рамках этапа «Основного воздействия»:
РАВ Ν2 IV. Предназначен для термокаталитического воздействия на продуктивный пласт. Формируется на забое скважины за счет смешения
Figure imgf000060_0001
РАВ N LB. Предназначен для водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта. Формируется на забое скважины.
В процессе доставки ВРА N°. 1.Б с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ВРА N°. 1.Б понижается, J а плотность возрастает и, таким образом, ВРА N2 1.Б трансформируется в РАВ N2 LB. РАВ N LB. является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка и/или оксида железа, являющимися каталитическим нанопроппантом, расклинивающим трещины и препятствующим компакции продуктивного пласта в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. PAB N° Ι.Γ. Предназначен для осуществления термо- гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт. Формируется на забое скважины в процессе доставки BP A Ns 1.В. с дневной поверхности скважины на ее забой при неизменном давлении температура ВРА Ν° 1.В. понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА Ν2 1.В. трансформируется в рабочий агент воздействия (РАВ) Ν° Ι.Γ. PAB Ν° Ι.Γ. является псевдо-сверхкритическим флюидом или сверхкритической водой, насыщенной диоксидом углерода и непроконвертированной остаточной нефтью или метанолом, или смесью нефти и метанола (Т до 593°С при Р до 45/50 МПа.).
Используемые для реализации способа рабочие агенты скомпонованы в таблице Ν« 1.
Связки рабочих агентов.
В заявленной группе изобретений используются простейшие связки рабочих агентов, простые связки рабочих агентов, сложные связки рабочих агентов (Фиг. 3.).
К простейшим связкам рабочих агентов относятся связки рабочих агентов, в которых ПРА непосредственно трансформируется в РАВ.
Для реализации заявленного способа используется только одна простейшая связка рабочих агентов: ПРА No 1 трансформируется при доставке на забой скважины в РАВ N° LA.
К простым связкам рабочих агентов относятся связки, в которых ПРА сначала трансформируется во ВРА и, лишь затем - в РАВ. Для реализации заявленного способа используются следующие простые связки рабочих агентов: 1) ПРА JV« L, ВРА Ш 1.Б. = РАВ I.B.; 2) ПРА lis 1 или ПРА М> 2.; BPA ЛЬ 2.A. = PAB ЛЬ II.; 3) ПРА ЛЬ 3., BPA ЛЬ з.д. = PAB ЛЬ III.; 4) ПРА ЛЬ 3., BPA ЛЬ З.Б. = PAB ЛЬ Ш.А. и 5) ПРА ЛЬ 1., BPA ЛЬ 1.В. = PAB ЛЬ IT.
К сложным связкам рабочих агентов относятся связки рабочих агентов, в которых, как правило, два ПРА и два BP А формируют РАВ. Для реализации заявленного способа используются четыре сложные связки рабочих агентов:
1) (ПРА ЛЬ 1 ВРА ЛЬ 1.д.) + (ПРА ЛЬ 4., BPA ЛЬ 4.А.) = РАВ ЛЬ IV.
2) (ПРА ЛЬ 1., BPA ЛЬ 1.д.) + (ПРА ЛЬ 6., ВРА ЛЬ 6.А.) = РАВ Л I.
3) (ПРА ЛЬ 1., ВРА ЛЬ 1.А.) + (ПРА ЛЬ 5., ВРА ЛЬ 5.А.) = РАВ ЛЬ 1.Б.
4) (ПРА ЛЬ 2., ВРА ЛЬ 2.Б.) + (ПРА ЛЬ 5., ВРА ЛЬ 5.А.) = РАВ ЛЬ П.А. Детальное описание РАВ ЛЬ П.
РАВ ЛЬ II является основным рабочим агентом воздействия при осуществлении заявленного способа.
Присутствие сверхкритической воды в составе РАВ ЛЬ II является обязательным условием, так как она, будучи отличным теплоносителем, обладает значительной диффузионной и растворяющей способностью, изменяет характер смачиваемости внутренней поверхности пор/флюидопроводящих каналов, переносит начало процесса коксообразования в область более высоких температур, а также подавляет процесс коксообразования и её присутствие, примерно, в два раза уменьшает количество выхода кокса по сравнению с сухим пиролизом. Более того, сверхкритическая вода, являясь средой для осуществления большинства внутрипластовых процессов, также является донором водорода и принимает участие в процессах/реакциях частичного облагораживания (гидрирования) и модификации (крекинг) внутрипластовых углеводородов - выступает в роли молекулярного катализатора и окислителя одновременно, а также способствует удалению (крекинг) из внутрипластовых углеводородов асфальтенов и гетероатомов азота, серы, никеля и ванадия (азот, никель и ванадий, в частности, увеличивают вязкость жидких углеводородов, а никель, ванадий и сера дезактивируют катализаторы).
Помимо вышеизложенного, сверхкритическая вода вымывает легкорастворимые соли из отложений баженовской свиты, а в условиях существования аномально высокого пластового давления и дальнейшего его повышения (реэнергизация продуктивного пласта) сверхкритическая вода вызывает в перенапряженных глинистых породах резкое изменение механического состояния - провоцирует их разгрузку и, как следствие, растрескивание и расслоение плотных пород, ранее «объединенных» такими солями.
Это обеспечивает дополнительные пути фильтрации флюидов внутри продуктивного пласта и способствует увеличению проницаемости продуктивного пласта и формированию в нём объемной и объединенной флюидопроводящей системы.
Входящие, помимо воды, в композиционный состав РАВ N° II водород (молекулярный), диоксид углерода, метан, монооксид углерода и непроконвертированные остаточные органические соединения, включая метанол и/или нефть (или их смесь) существенно повышают эффективность заявленного способа.
Особенность заявленного способа заключается в том, что обогащение воды названными выше газами, осуществляется не за счет использования механических устройств (например, компрессоры высокого давления до 500- 600 бар), а за счет использования процесса газификации органических соединений, включая метанол, нефть, смесь нефти и метанола и/или любых иных газифицируемых органических соединений в ультра-сверхкритической воде в наземном реакторе риформинга органических соединений.
Из современного уровня развития техники известно, что полнота конверсии керогена в синтетические углеводороды во многом зависит, как от степени зрелости керогена, от количественного присутствия водорода в самом керогене (Ы, - водородный индекс), так и от наличия водорода в самом продуктивном пласте.
Именно поэтому в заявленном способе интенсивно используются не только наноразмерные катализаторы, преимущественно, в молекулярной форме, сверхкритическая вода - молекулярный катализатор, которые являются донорами водорода, но и сам водород в молекулярной форме, который генерируется в процессе газификации, преимущественно, но, не ограничиваясь этим, метанола в ультра-сверхкритической воде и, преимущественно, но, не ограничиваясь этим, на поверхности скважины в наземном реакторе риформинга органических соединений.
Более того, дополнительное внесение молекулярного водорода в продуктивный пласт обеспечивает гидрирование нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, что выражается в существенном уменьшении в их составе асфальтенов и в значительном увеличении выхода жидких низкокипящих углеводородов.
В свою очередь, генерируемый в процессе газификации, преимущественно, метанола в наземном реакторе риформинга органических соединений, сверхкритический диоксид углерода, при его поступлении в продуктивный пласт, растворяется в нефти низкопроницаемых пород и, тем самым, с одной стороны, снижает ее вязкость и плотность, а с другой - способствует ее разбуханию - увеличению объема и, следовательно, принимает положительное участие в процессе реэнергизации продуктивного пласта.
Кероген при взаимодействии со сверхкритическим диоксидом углерода также увеличивает свой объем, что, с одной стороны, позволяет «выдавить» из него удерживаемую им нефть низкопроницаемых пород, а с другой стороны, разбухание керогена приводит к увеличению внутрипластового давления - дополнительной реэнергизации продуктивного пласта. W
63
Помимо этого, сверхкритический диоксид углерода и, образуемая при его участии в сверхкритической воде угольная кислота, растворяют карбонаты и алюмосиликаты, способствуя, тем самым, увеличению межгранулярной проницаемости продуктивного пласта.
Присутствие в составе РАВ N° II различных газов, - диоксида углерода, монооксида углерода, метана и водорода, снижает величину транспортных тепловых потерь при доставке РАВ Ν° II с дневной поверхности скважины на забой скважины, что существенно повышает эффективность заявленного способа.
Так, например, в результате реализации пилотного проекта по закачке в продуктивные пласты (глубина 907 метров) месторождения тяжелой нефти Ляо-Хэ (КНР) перегретого пара (Р=15 МПа и Т=343°С) было установлено, что с обогащением пара топочными газами с использованием компрессора высокого давления, содержащими, примерно, 12-13% СОг, тепловые потери в процессе доставки пара с дневной поверхности на забой снизились с 21 до 12%, а сухость пара на забое возросла с 19 до 42% (Источник « AN EOR APPLICATION AND LIAOHE OIL FIELD IN CHTNA.» Tests of Pumping Boiler Flue Gas into Oil Wells. Chenglin Zhu, Zhang, Fengshan, Jim ZQ Zhou. Liaohe Petroleum Exploration Bureau. May 15-17, 2001).
Генерируемый в процессе газификации, преимущественно, метанола (реакции метанизации) в наземном реакторе риформинга метанола метан в сверхкритическом состоянии является хорошим углеводородным растворителем и при его поступлении в продуктивный пласт сверхкритический метан разжижает, как нефть низкопроницаемых пород, так и битуминозную нефть, понижая их вязкость и плотность, что, в конечном итоге, усиливает и ускоряет процесс их дренирования по наноразмерным флюидопроводящим каналам продуктивного пласта в околоскважинную зону и далее в скважину. В PAB N°. II также может содержаться непроконвертированный метанол (от 0,1 мае. % до 50 мае. %), который, являясь полярным сорастворителем, в сочетании со сверхкритическим углекислым газом и/или угарным газом и сверхкритической водой ингибирует процесс коксообразования, что продлевает каталитическую активность природных пластовых и внесенных в продуктивный пласт наноразмерных катализаторов.
Угарный газ/монооксид углерода (СО), являясь одним из продуктов реакции газификации, предпочтительно, метанола в ультра- сверхкритической воде в наземном реакторе риформинга органических соединений, в продуктивном пласте в сочетании со сверхкритической водой участвует в процессе частичного окисления внутрипластовых углеводородов и за счет осуществления реакции конверсии водяного газа участвует в процессе внутрипластовой генерации активного/атомарного водорода (атом водорода - Н), который обладает более высокой степенью активности при гидрировании внутрипластовых углеводородов по сравнению с молекулярным водородом (молекула водорода - Н2).
Продуктивные пласты нефтеносных сланцевых плеев, к которым относится и баженовская свита, также содержат в себе значительное количество, так называемой, адсорбированной нефти низкопроницаемых пород, - от 12 мае. % до 25 мае. % от общего содержания нефти низкопроницаемых пород в продуктивных пластах таких нефтеносных сланцевых плеев.
Такая адсорбированная нефть низкопроницаемых пород, физически удерживаемая на внутренней поверхности округлых нанопор и на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов (щелевых пор), в случае использования известных традиционных технологий нефтедобычи, является неизвлекаемой. Использование заявленного способа, а именно - теплового воздействия (вода в сверхкритическом состоянии) и термохимического воздействия (псевдо-ультра-сверхкритический или псевдо-сверхкритический флюид) позволяет, практически, полностью, вовлечь этот, ранее не извлекаемый углеводородный ресурс, в активную разработку.
После инжектирования в продуктивный пласта РАВ N° II или иных высокотемпературных РАВ, используемых в заявленной группе изобретений, в процессе осуществления частичного облагораживания внутрипластовых углеводородов в продуктивном пласте генерируются ароматические углеводороды, которые, находясь в сверхкритическом состоянии, сами по себе, являются прекрасными углеводородными растворителями битуминозной нефти, включая термобитум или, например, «матричной нефти» Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.
Снижение транспортных тепловых потерь.
В заявленной группе изобретений снижение транспортных тепловых потерь, возникающих при доставке РАВ на забой скважины, достигается за счет использования трех основных технологических приёмов:
- использования НКТ с теплоизоляцией;
- использования РАВ, основа которых - вода в ультра-сверхкритическом состоянии или в сверхкритическом состоянии насыщена различными газами;
- доставка на забой значительного количества РАВ в единицу времени (чем больше доставляется какого-либо РАВ по НКТ с теплоизоляцией на забой скважины в единицу времени, тем меньше удельные транспортные тепловые потери).
Частичное облагораживание углеводородов в сверхкритической воде.
В заявленной группе изобретений под частичным облагораживанием углеводородов в сверхкритической воде или в водном сверхкритическом флюиде, или в водном псевдо-сверхкритическом флюиде понимается такое улучшение их качества, которое характеризуется, преимущественно, необратимо изменённым уменьшением размера их молекул и, соответственно, необратимым уменьшением вязкости и плотности таких молекулярно модифицированных углеводородов.
В результате частичного облагораживания углеводородов в них уменьшается концентрация гетероатомов, таких как, сера, азот, никель и ванадий.
Полное облагораживание углеводородов достижимо только при их переработке на наземных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).
Термин «водный сверхкритический флюид» упоминается в заявке на изобретение jN US 2014/0224491, 2014 г. "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids" а под «водным сверхкритическим флюидом» понимается чистая вода различного качества в сверхкритическом состоянии (см. заявку на изобретение N° US 2014/0224491 2014 г, п. 6.).
В заявленной группе изобретений облагораживание углеводородов осуществляется, в основном, в продуктивном пласте внутри высокотемпературной внутрипластовой реторты (НПЗ N° 1 во внутрипластовой реторте), как в сверхкритической воде, в сверхкритической воде в присутствии водорода, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерных катализаторов в молекулярной и ионной форме, так и в среде, в которой вода отсутствует, а также при прохождении отбираемых и уже частично облагороженных углеводородов через околоскважинный «каталитический пояс/фильтр», - через каталитический нанопроппант (НПЗ N° 2 в околоскважинном объёме продуктивного пласта), далее дополнительно в НКТ с теплоизоляцией в сверхкритической воде с возможным присутствием в ней водорода, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерных катализаторов в форме наночастиц оксидов металлов, а также нанокатализаторов в молекулярной и ионной форме (крекинг в сверхкритической воде, гидрокрекинг в сверхкритической воде, а также каталитический крекинг в сверхкритической воде) (НПЗ К. 3 в скважине).
Использование процесса дополнительного частичного облагораживания уже отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных в продуктивном пласте углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде в НКТ с теплоизоляцией (НПЗ N° 3) вляется одной из наиболее значимых особенностей заявленной группы изобретений, включая использование для этих целей в качестве проточного трубчатого реактора НКТ с теплоизоляцией с размещенной коаксиально внутри НКТ с теплоизоляцией безмуфтовой трубой (конфигурация «труба в трубе»), по которой на забой скважины доставляются высокотемпературные рабочие агенты воздействия, а сама безмуфтовая труба является дополнительным нагревательным элементом такого проточного трубчатого реактора и служит для донагрева и, соответственно, для дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта уже молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.
Таким образом, благодаря названному выше процессу, в заявленной группе изобретений синтетическая нефть (Synthetic Crude Oil, - SCO) производится не только в продуктивном пласте, но и в проточном трубчатом реакторе, в НКТ с теплоизоляцией с размещенной внутри безмуфтовой трубой за счет крекинга углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде, за счет каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде, или за счет гидрокрекинга углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде и при этом наиболее часто употребляемым процессом дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта и уже молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов является процесс крекинга углеводородов в сверхкритической воде, так как в этом случае исключается использование в процессе дополнительного частичного облагораживания углеводородов водорода и наноразмерных катализаторов в молекулярной или ионной форме, или в форме наночастиц оксидов металлов, что существенно удешевляет осуществление данного процесса.
Следует отметить, что процессы гидрокрекинга и каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде, также используемые в заявленной группе изобретений, будучи более дорогостоящими, тем не менее, являются более эффективными крекинг процессами по сравнению с простым крекингом углеводородов в сверхкритической воде.
Процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов может осуществляться и как отдельная независимая операция без осуществления теплового или термохимического воздействия на продуктивный пласт в случае, если внутрипластовые углеводороды самостоятельно без таких воздействий покидают продуктивный пласт в силу высокой внутренней энергии продуктивного пласта и их достаточной мобильности - низкой вязкости, например, как следствие высокой естественной внутрипластовой температуры.
Таким образом, заявленная группа изобретений в части частичного облагораживания углеводородов в сверхкритической воде, или в водном сверхкритическом флюиде, или в псевдо-сверхкритическом флюиде составляет основу концепции, в соответствии с которой осуществляется внесение и реализация элементов переработки углеводородов (частичное облагораживание) в процесс их добычи и не только в продуктивном пласте («Подземный НПЗ», - НПЗ N° 1 и 2), но и в ходе их отбора из продуктивного пласта в НКТ с теплоизоляцией («НПЗ в НКТ», - НПЗ N° 3), которые, по сути, являются реактором проточного трубчатого типа, преимущественно, для частичного облагораживания в сверхкритической воде отобранных из продуктивного пласта углеводородов или для дополнительного частичного облагораживания в сверхкритической воде отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и уже частично облагороженных углеводородов.
Проточный реактор трубчатого типа, как часть технологического комплекса, также может быть установлен в скважине, из которой отбор углеводородов, по тем или иным причинам, уже не осуществляется.
Установленный в такой скважине проточный реактор трубчатого типа используют в заявленной группе изобретений для дополнительного частичного облагораживания углеводородов, отбираемых из соседних добывающих скважин.
В результате частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, они содержат меньше серы, металлов, тяжелых остатков, а также имеют меньшую вязкость и плотность (более высокий градус АНИ/API) по сравнению с внутрипластовыми углеводородами в их естественном состоянии, а, следовательно, имеют и более высокую рыночную/потребительскую стоимость.
Насыщение призабойной зоны скважины каталитическим нанопроппантом, - околоскважинный «каталитический пояс/фильтр».
Каталитический нанопроппант имеет размеры от 5 до 400-500 нм. При циклическом воздействии рабочие агенты воздействия перемещаются через призабойную зону скважины по направлению от скважины вглубь продуктивного пласта, а высокотехнологичная нефть при её отборе из глубины продуктивного пласта по направлению к скважине.
В заявленной группе изобретений призабойная зона скважины наиболее насыщена каталитическим нанопроппантом, который формирует вокруг скважины своеобразный «каталитический пояс/фильтр» (Фиг. 17.), через который в процессе отбора нефти перемещается высокотехнологичная нефть и подвергается частичному облагораживанию, - процесс каталитического крекинга углеводородов в псевдо-сверхкритической флюидной внутрипластовой среде.
В процессе прохождения высокотехнологичной нефти через околоскважинный «каталитический пояс/фильтр» на поверхности наночастиц каталитического нанопроппанта формируется токсичная для катализатора пленка сложного композиционного состава, включая серу, которая снижает степень каталитической активности каталитического нанопроппанта.
В заявленной группе изобретений используют технологический приём внутрипластовой регенерации каталитического нанопроппанта за счёт использования, преимущественно, либо чистой СК-воды (РАВ Ν» I.A.), либо СК-воды, насыщенной сверхкритическим диоксидом углерода (РАВ N° П.А.
Figure imgf000072_0001
Таким образом, в заявленной группе изобретений в прискважинной области из каталитического нанопроппанта формируется объёмный «каталитический пояс/фильтр», за счёт насыщения прискважинного объёма продуктивного пласта нанокаталитическим проппантом, а сам каталитический нанопроппант периодически регенерируется за счет использования, преимущественно, РАВ Ν° Ι.Α., РАВ JN° П.А. и РАВ jY° Ι.Γ. Такой приём повышает эффективность «работы внутрипластового НПЗ», в целом, и снижает операционные затраты при использовании заявленной группы изобретений.
Высокотехнологичная нефть (ВН) в процессе прохождения через внутрипластовый «каталитический пояс/фильтр» подвергается частичному облагораживанию. (Процесс: внутрипластовый каталитический крекинг углеводородов в среде псевдо-сверхкритического внутрипластового флюида) и, поступающая из внутрипластового «каталитического пояса/фильтра» в скважину ВН имеет более высокое качество, чем ВН до прохождения через «каталитический фильтр/пояс».
«Каталитический пояс/фильтр» периодически регенерируется за счет использования РАВ jY< I.A., РАВ JYS И.А. и РАВ Ι.Γ.
Вообще, призабойная область скважины в силу того, что через неё многократно инжектируются в продуктивный пласт различные РАВ, со временем становится, практически, «свободной» от внутрипластовых углеводородов, а степень конверсии керогена в ней в синтетические углеводороды приближается к 100%.
В подобной ситуации, будучи высокопроницаемой и насыщенной каталитическим нанопроппантом, она действительно трансформируется в объёмный «каталитический фильтр» для эффективного внутрипластового частичного облагораживания углеводородов, включая тяжелые углеводороды, например, асфальтены.
Внутрипластовые, молекулярно модифицированные и синтетические углеводороды.
В заявленной группе изобретений под внутрипластовыми углеводородами подразумевают углеводороды, которые еще не подвергал исьтеп л овому и/или термохимическому воздействию. Преимущественно к ним относятся нефть низкопроницаемых пород, битуминозная нефть, кероген и углеводородные газы.
Под молекулярно модифицированными углеводородами подразумеваются углеводороды, которые были подвергнуты тепловому и/или термохимическому воздействию, в результате которых их молекулярная структура была изменена.
Преимущественно к извлекаемым молекулярно модифицированным углеводородам относятся облагороженная нефть низкопроницаемых пород и облагороженная битуминозная нефть, но в некоторых случаях к ним также относятся и синтетические углеводороды.
Под синтетическими углеводородами подразумеваются углеводороды, которые в результате теплового и/или термохимического воздействия были сгенерированы из внутрипластовых углеводородов, преимущественно, из битуминозной нефти и керогена, а также частично из нефти низкопроницаемых пород. Преимущественно, к извлекаемым синтетическим углеводородам относятся синтетическая сырая нефть и синтетические углеводородные газы (Ci - С4). Специалистам также понятно, что из продуктивного пласта на дневную поверхность скважины извлекаются, как молекулярно модифицированные и уже частично облагороженные углеводороды, так и синтетические углеводороды. В отдельных случаях для упрощения изложения термин «молекулярно модифицированные и частично облагороженные углеводороды» включает и синтетические углеводороды, так как синтетические углеводороды, по-сути, являются продуктами процесса внутрипластовой молекулярной модификации/конверсии керогена, битуминозной нефти и, частично, нефти низкопроницаемых пород.
В заявленной группе изобретений используется также термин «высокотехнологичная нефть», которая, по-сути, является смесью, состоящей из молекулярно модифицированной и частично облагороженной нефти низкопроницаемых пород, молекулярно модифицированной и частично облагороженной битуминозной нефти, и синтетической нефти, сгенерированной, преимущественно, из керогена и битуминозной нефти. Высокотехнологичная нефть после её отбора из продуктивного пласта дополнительно облагораживается в скважинном проточном реакторе при её доставке с забоя скважины на её дневную поверхность.
Адсорбированные углеводороды.
В заявленной группе изобретений под адсорбированными углеводородами подразумевают внутрипластовые углеводороды в газообразной и жидкой форме, адсорбированные в керогене и на внутренней поверхности округлых и щелевых пор продуктивного пласта, которые могут образовывать на ней многомолекулярный слой, уменьшающий эффективную «проходную» толщину/сечение наноразмерных флюидопроводящих каналов и, в целом, присутствие многомолекулярного слоя адсорбированных углеводородов на внутренней поверхности открытых округлых и щелевых пор - наноразмерных флюидопроводящих каналов снижает проницаемость продуктивного пласта.
Адсорбированные углеводороды могут быть полностью или частично десорбированы, например, в результате теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт.
Так, например, в продуктивных пластах нефтеносных сланцевых плеев, к которым относится и баженовская свита, в адсорбированном состоянии может пребывать от 12 до 25% нефти низкопроницаемых пород.
Кероген в своей пористой структуре может удерживать от 50-80 мг нефти низкопроницаемых пород/грамм горной породы.
Микропоры с диаметром 5 нм могут адсорбировать до 60% нефти низкопроницаемых пород. Если же предположить, что в продуктивномпласте присутствуют только микропоры с диаметром менее 2 нм, то вся нефть низкопроницаемых пород в таком продуктивном пласте находится в адсорбированном - абсолютно неизвлекаемом состоянии (КИН = 0). Щелевые поры адсорбируют, примерно, в два раза меньше нефти низкопроницаемых пород, чем округлые поры. Без теплового и/или термохимического воздействия десорбировать адсорбированную нефть низкопроницаемых пород, равно, как и углеводородные газы (Ci - С4) из продуктивных пластов не получится, так как, например, кероген, находящийся в микро/мезопорах, при понижении внутрипластового давления в процессе отбора углеводородов из низкопроницаемого продуктивного пласта сначала незначительно высвобождает адсорбированные углеводороды, а затем опять их захватывает.
В итоге, кероген без теплового и/или термохимического воздействия, не отдает ни адсорбированной им нефти низкопроницаемых пород, ни адсорбированных им углеводородных газов.
Десорбция нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов - это одна из задач, которую решает заявленная группа изобретений и, таким образом, десорбированная нефть низкопроницаемых пород дополнительно вовлекается в активную разработку и становится объектом добычи, а сами десорбированные углеводороды дополнительно реэнергизируют продуктивный пласт и, принимая участие во внутрипластовых автофлюидоразрывах, увеличивают проницаемость продуктивного пласта.
Проницаемость продуктивного пласта также увеличивается и за счет того, что десорбция молекул нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов с внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов позволяет увеличить эффективную «проходную» толщину/сечение этих наноразмерных флюидопроводящих каналов. Наноразмерные катализаторы, нанопроппант и каталитический нанопроппант. В заявленной группе изобретений в качестве катализаторов могут использоваться и нанодисперсные катализаторы, преимущественно, в форме наноразмерных частиц металлов и оксидов металлов.
Их роль заключается в том, чтобы в составе РАВ проникнуть в естественные и индуцированные макротрещины продуктивного пласта и повысить эффективность внутрипластовых процессов молекулярной модификации и конверсии углеводородов, - облагораживании углеводородов, а также расклинить/закрепить макротрещины, сыграв при этом роль каталитического нанопроппанта, преимущественно, в околоскважинном объёме продуктивного пласта («каталитический пояс/фильтр»).
Нанодисперсные катализаторы используются в форме наноразмерньгх частиц металлов, например, Fe, Mn, V, Ni, Сг и Со, оксидов металлов, солей металлов, например, дисульфида молибдена (M0S2), который используется так же и в сочетании, например, с оксидом алюминия (AI2O3) или сульфидом кадмия (CdS), или солей других металлов, например, Ре(Ж)з)з, КМп04, K2Mn04, Na2Cr04, К2СЮ4, Na2Cr207, K2Cr207, KV03, Co(N03)3, NaV03, Mn(N03)2 · 6Н20, Mn(S04) · 6H20 и NH4VO3, которые дополнительно также используются и для повышения каталитической активности и скорости генерации водорода для гидрокрекинга.
Для проникновения в микро и мезоразмерные флюидопроводящие каналы продуктивного пласта используются, в основном, катализаторы в молекулярной и/или ионной форме с размерами молекул/ионов менее 1нм.
Таким катализаторам, преимущественно, в молекулярной форме, например, ацетилацетонату железа (брутто-формула (система Хилла): Ci5H2iFeC>6), имеющему диаметр менее 1нм и отводится основная роль в ходе осуществления процессов внутрипластового каталитического ретортинга керогена, битуминозной нефти и частично нефти низкопроницаемых пород. Примером же ионного катализатора может быть ион меди, диаметр которого равен 77пм/рт (пикометр).
Под наноразмерным проппантом подразумеваются микроразмерные (> 100 нм) и наноразмерные (<100 нм) частицы, преимущественно, оксида алюминия (А Оз) и/или оксида цинка (ZnO), и/или оксидов железа (FeO, БегОз и БезС^ (магнетит)).
Также в качестве наноразмерного проппанта могут использоваться оксиды циркония (ZrCb), вольфрама (WO3) или оксиды других металлов.
Наноразмерный проппант используется для закрепления наноразмерных флюидопроводящих каналов, что снижает интенсивность и скорость процесса компакции продуктивного пласта в процессе его деэнергизации - в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.
В качестве нанопроппанта могут также использоваться наноразмерные частицы таких металлов как серебро, рутений, медь, кобальт, железо, марганец, кадмий, никель, ванадий, и/или их комбинации, которые одновременно являются и катализаторами процессов внутрипластового каталитического ретортинга керогена, битуминозной нефти и частично нефти низкопроницаемых пород.
Нанопроппант закрепляет, преимущественно, мезо и макрофлюидопроводящие каналы, то есть, именно те флюидопроводящие каналы, которые играют наиболее значительную роль в процессе отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.
Наноразмерными катализаторами конверсии керогена, используемыми в заявленной группе изобретений, являются, преимущественно, хлориды переходных металлов, например, хлориды железа (FeCl2, FeC ), хлориды меди (CuCl, СиС ), хлорид никеля (NiCl2) и др. Выбор катализаторов очень широк и, в зависимости от характеристик пласта и содержащихся в нем углеводородов, может быть осуществлен их индивидуальный подбор к каждому отдельному месторождению.
Более того, в продуктивных пластах баженовской свиты в значительных концентрациях присутствуют естественные катализаторы, - наноразмерные частицы металлов и/или их оксидов, включая пирит.
Они, являясь естественными катализаторами, снижают энергоемкость процессов внутрипластового каталитического ретортинга и ускоряют их во времени.
Внутрипластовая генерация углеводородных растворителей и водорода для частичного внутрипластового облагораживания углеводородов.
В заявленной группе изобретений в процессе термохимического воздействия на продуктивный пласт с использованием рабочих агентов воздействия: PAB N° I, PAB N° LA, PAB Ns 1.Б, PAB N LB, PAB Ш i.r, PAB Ns II, PAB N2 II.A. и PAB N° IV. в нем из внутрипластовых углеводородов генерируются углеводородные растворители из числа алканов, а именно: Ci- Сб (метан-гексан), которые растворяют нефть низкопроницаемых пород и тяжелые углеводороды (битуминозную нефть), увеличивая их дренирующую способность, степень мобильности и, соответственно, извлекаемости из продуктивного пласта.
При этом эффективность углеводородных растворителей, как растворителей нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, возрастает с увеличением углеродного числа от Ci к Се (от метана к гексану) («Heavy Oil Recovery in Russia: Following the Canadian Lead. SAGD & ES- SAGD TECHNOLOGIES. T.N. Nasr. Alberta Research Council. ROGTEC. 2008.).
В заявленной группе изобретений из алканов, преимущественно, этана, пропана и бутана в результате их внутрипластового гидропиролиза при температуре от 400 до 650°С в присутствии ультра-сверхкритической или сверхкритической воды и, например, каталитического нанопроппанта в форме оксида алюминия (АЬОз) внутри продуктивного пласта генерируется этилен (С2Н4) и значимый для внутрипластового гидрирования, - частичного облагораживания нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти водород (Н2), - реакция дегидрирования (на примере этана (С2Нб)):
Figure imgf000080_0001
В заявленной группе изобретений метан в присутствии воды в ультра- сверхкритическом или в сверхкритическом состоянии и, например, никелевого катализатора, внутри продуктивного пласта конвертируется в сингаз (реакция конверсии метана), в составе которого присутствует значимый для внутрипластового гидрирования, - частичного облагораживания нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти водород (Н2):
с + о — СО + ЗН2
В свою очередь, в заявленной группе изобретений, монооксид углерода при взаимодействии с водой в ультра-сверхкритическом или Ή сверхкритическом состоянии трансформируется в значимый для внутрипластового гидрирования, - частичного облагораживания нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти водород (Н2) и, разжижающий нефть низкопроницаемых пород и битуминозную нефть, диоксид углерода (С02), - реакция водяного газа:
со + н2о = со2 + н2
Микро, мезо и макротрещиноватость. Микро, мезо и макропоры/флюидопроводящие каналы.
В заявленной группе изобретений используют следующую классификацию трещиноватости:
- естественная трещиноватость; -интенсифицированная естественная трещиноватость;
- искусственно индуцированная новая трещиноватость.
Каждая из перечисленных выше трещиноватостей имеет три уровня:
- микротрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - до 5 нанометров;
- мезотрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - от 5 до 50 нанометров;
- макротрещиноватость/поры/флюидопроводящие каналы, - более 50 нанометров.
Внутрипластовые поры типа «чернильница».
В заявленной группе изобретений под внутрипластовыми порами типа «чернильница» подразумеваются такие внутрипластовые поры, которые в силу своей пространственной конфигурации способны удерживать жидкие углеводороды и не отдавать их в процессе осуществления отбора углеводородов из продуктивного пласта.
Одной из отличительных особенностей заявленной группы изобретений является то, что для повышения степени извлечения углеводородов из внутрипластовых пор типа «чернильница» используется рабочий агент воздействия (РАВ) N2 П.А и жидкие углеводороды, содержащиеся во внутрипластовых порах типа «чернильница», подвергаясь внутрипластовой газификации, трансформируются в синтетический газ, состоящий, преимущественно, из водорода, метана, диоксида углерода и монооксида углерода.
Таким образом, максимизация извлечения углеводородов из продуктивного пласта (повышение КИН) и в данном конкретном случае из пор типа «чернильница» достигается за счёт трансформации жидких углеводородов в газообразную форму, которая обладает большей мобильностью и проникающей способностью по сравнению с жидкой формой.
Проницаемость: межгранулярная проницаемость, поровая проницаемость и трещиноватая проницаемость.
В заявленной группе изобретений различают:
- естественную проницаемость продуктивного пласта;
- измененную повышенную проницаемость продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты;
- измененную уменьшенную проницаемость продуктивного пласта низкопроницаемой «оболочки» внутрипластовой реторты, - «ядра» внутрипластовой реторты.
Измененная повышенная проницаемость и измененная уменьшенная проницаемость являются результатами теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт.
Также различают:
- межгранулярную проницаемость, образуемую порами/пустотами между частицами минералов, составляющих вмещающую горную породу;
- органическую проницаемость, образуемую округлыми порами внутри органического вещества - керогена;
- трещиноватую проницаемость, образуемую щелевыми порами, трещинами и флюидопроводящими каналами на всех трёх наноуровнях.
Объемная и объединенная флюидопроводящая система.
В заявленной группе изобретений различают изолированные поры (округлые или щелевые) и объединенные (соединенные) поры/флюидопроводящие каналы.
Формирование объемной и объединенной флюидопроводящей системы является одной из основных задач, решаемых заявленной группой изобретений за счет организации комплексного и, преимущественно, теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт.
Концептуально суть формирования объемной и объединенной флюидопроводящей системы заключается в уменьшении в продуктивном пласте объема изолированного порового пространства и увеличении в нем объема объединенного порового пространства - соединенных между собою в объемную и объединенную флюидопроводяшую систему пор и флюидопроводящих каналов на микро, мезо и макроуровне.
Увеличение проницаемости продуктивного пласта.
В заявленной группе изобретений суть процесса увеличения проницаемости продуктивного пласта заключается в:
- росте межгранулярной проницаемости в результате неравномерного нагрева зерен горной породы и возникающих при этом термических напряжений;
- росте межгранулярной проницаемости за счет растворения карбонатов и алюмосиликатов органическими кислотами, которые генерируются в процессе гидропиролиза керогена в сверхкритической воде и/или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии углекислого газа (угольной кислотой), а также в результате кислотного термохимического воздействия;
- росте межгранулярной проницаемости за счет растворения солей ультра-сверхкритической и/или сверхкритической водой;
росте органической и трещиноватой проницаемости, преимущественно, на микро и мезо уровнях за счет пиролизации/гидропиролизации керогена и осуществления автофлюидоразрывов продуктивного пласта как следствие тепловогорасширения внутрипластовых углеводородов и генерации синтетических углеводородов и других газов, в том числе, и из битуминозной нефти и нефти низкопроницаемых пород;
росте трещиноватой проницаемости, преимущественно, на макроуровне за счет осуществления внутрипластовых тепловых взрывов - взрывоподобной экзотермической реакции окисления внутрипластовых углеводородов в сверхкритической воде или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии окислителя;
- росте трещиноватой проницаемости за счет кратковременной газификации (до 800°С) внутрипластовых углеводородов.
- росте проницаемости наноразмерных флюидопроводящих каналов, преимущественно, в околоскважинном объёме продуктивного пласта за счёт осуществления карбонизации углеводородов, в результате которой на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов формируется нанопоровое углеродное покрытие, позволяющее флюидам перемещаться по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, имеющим нанопоровое углеродное покрытие, практически, без сопротивления на трение и, примерно, в 10-30 раз быстрее, чем по «конвенциональным» наноразмерным флюидопроводящим каналам, не имеющих такого нанопорового углеродного покрытия.
Органические кислоты и проницаемость.
В заявленной группе изобретений в процессе конверсии (пиролиз/гидропиролиз) керогена из него образуются органические кислоты (до 2% от всей массы керогена; мае. %), которые растворяют карбонаты и алюмосиликаты.
Дополнительно в некоторых РАВ присутствует СО и СОг, которые частично в продуктивном пласте преобразуются в угольную кислоту, также растворяющую карбонаты и алюмосиликаты, что обеспечивает увеличение межгранулярной проницаемости продуктивного пласта. Окислитель.
В заявленной группе изобретений в качестве окислителя, преимущественно, используется пероксид водорода (Н2О2), но также может быть использован озон (Оз), кислород (О2) и/или воздух, или воздух, обогащенный кислородом (содержание кислорода до 50%) а также азотная кислота (HNO3) и различные нитраты.
Сверхкритическая вода (СК-вода), ультра-сверхкритическая вода (УСК-вода), мультикомпонентный псевдо-сверхкритический флюид (МПСК- флюид) и мультикомпонентный псевдо-ультра-сверхкритический флюид (МПУСК-флюид).
В заявленной группе изобретений под критическим состоянием вещества следует понимать такое состояние, при котором исчезает различие (и граница) между его жидкой и паровой/газообразной фазами. Это состояние наступает при критической температуре и критическом давлении, которым соответствует так называемая критическая плотность (р) вещества.
Понятие критических параметров применяют для чистых веществ, например, для воды, индивидуальных газов и индивидуальных углеводородов.
Для их смесей понятия критических параметров, критического и сверхкритического состояния заменяют понятиями псевдо-критических параметров, псевдо-критического и псевдо-сверхкритического состояния или псевдо-ультра-сверхкритического состояния.
В заявленной группе изобретений в качестве рабочего агента используются как чистые вещества, например, вода, так и сложные смеси различных веществ, находящиеся в ультра-сверхкритическом, сверхкритическом, псевдо-ультра-сверхкритическом и псевдо- сверхкритическом состоянии. В термодинамике нет таких понятий как «ультра-сверхкритические» или «продвинутые сверхкритические» параметры.
Это профессиональный сленг, используемый техническими специалистами для того, чтобы обозначить технологические режимы с параметрами выше тех, которые принято называть «сверхкритическими».
Типичный диапазон сверхкритических параметров - давление от 24,5 до 28,5МПа при температуре от 374°С до 580°С.
Американский Исследовательский Институт Электроэнергетики (ERPI) называет ультра-сверхкритическими такие паровые циклы, где пар прогревается до температуры более 593°С.
В заявленной группе изобретений вода, имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру выше 593°С называется водой в ультра- сверхкритическом состоянии или ультра-сверхкритической водой, а смесь флюидов, имеющая давление выше 28,5 МПа и температуру 593°С называется мультикомпонентным флюидом в псевдо-ультра- свехкритическом состоянии или мультикомпонентным псевдо-ультра- сверхкритическим флюидом.
Подготовка продуктивного пласта.
Подготовка продуктивного пласта предшествует термохимическому воздействию на продуктивный пласт.
Основной целью подготовки продуктивного пласта является максимально возможное увеличение проницаемости продуктивного пласта на микро, мезо и макроуровне для повышения эффективности термохимического воздействия, что предполагает:
повышение способности продуктивного пласта принимать рабочие агенты воздействия (РАВ) Ν» П. и РАВ Ν° П.А; увеличение площади контакта продуктивного пласта с инжектируемыми в продуктивный пласт рабочими агентами воздействия (РАВ) ЛЬ П. и РАВ JYO П.А;
увеличение объема свободного внутрипластового порового/флюидопроводящего пространства за счет роста межгранулярной, органической и трещиноватой пористости.
Экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде.
В заявленной группе изобретений экзотермическая реакция окисления органических соединений в сверхкритической воде и/или в ультра- сверхкритической воде, и/или в псевдо-сверхкритическом флюиде (например, смесь Н2О и СОг), и/или в псевдо-ультра-сверхкритическом флюиде в присутствии окислителя, в первую очередь используется в продуктивном пласте для осуществления внутрипластовых тепловых взрывов с целью интенсификации естественной макротрещиноватости и индуцирования новой макротрещиноватости, а также используется на забое скважины для генерации высокотемпературного псевдо-ультра- сверхкритического флюида (РАВ Ns? П.А), имеющего температуру до 800°С, для осуществления частичной внутрипластовой газификации углеводородов.
Во вторую очередь, тепло, выделяемое в результате осуществления этой реакции, как в продуктивном пласте, так и на забое скважины используется на нагрев вмещающей горной породы и содержащихся в ней внутрипластовых углеводородов (сопутствующий, но не главный эффект). Использование экзотермической реакции окисления органических соединений в продуктивном пласте в заявленной группе изобретений существенно отличается от использования экзотермической реакции окисления органических соединений в продуктивном пласте в изобретении, (патент РФ N°2403383, кл Е21В43/24,2009г„) в котором экзотермическая реакция окисления органических соединений в продуктивном пласте используются, в первую очередь, для нагрева продуктивного пласта за счет окисления (внутрипластового сжигания) значительного количества содержащихся в нем углеводородов, преимущественно, в форме керогена.
В заявленной группе изобретений, в отличие от известного способа, использующего низкоскоростные самопроизвольные экзотермические реакции окисления органических соединений в неподготовленном продуктивном пласте, реализуются высокоскоростные экзотермические реакции окисления органических соединений в предварительно подготовленном продуктивном пласте, а именно, в сверхкритической воде или в псевдо-сверхкритическом флюиде в присутствии окислителя, которыми насыщено поровое пространство и/или флюидопроводящие каналы продуктивного пласта, и в котором создана водная сверхкритическая или водная псевдо-сверхкритическая реакционная среда.
Использование экзотермической реакции окисления органических соединений на забое скважины также существенно отличается от способа использования экзотермической реакции окисления органических соединений на забое скважины в группе изобретений,(патент РФ Ns 257626 7 , КЛ.Е21В43/24, 2015) в котором экзотермическая реакция окисления органических соединений на забое скважины используется для минимально необходимого донагрева рабочего агента до температуры не более 480°С, который используется для нагрева продуктивного пласта.
В заявленной группе изобретений экзотермическая реакция окисления органических соединений на забое скважины используется, в первую очередь, для генерации высокотемпературного псевдо-ультра- сверхкритического флюида (РАВ Ν» П.А), имеющего температуру до 800°С, для осуществления частичной внутрипластовой газификации углеводородов и лишь, во вторую очередь, тепло, выделяемое в результате осуществления этой реакции на забое скважины, используется для повышения температуры продуктивного пласта.
Отбор молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов.
В заявленной группе изобретений, после завершения циклического теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, отбор молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, а именно, облагороженной нефти низкопроницаемых пород, облагороженной битуминозной нефти и сгенерированных из керогена и битуминозной нефти синтетических углеводородов, осуществляется через зоны продуктивного пласта с измененной повышенной проницаемостью в режиме фонтанирования скважины.
Отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины возможен благодаря:
- реэнергизации продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты, окруженной низкопроницаемой «оболочкой» и низкопроницаемой горной породой;
- наличию в продуктивном пласте (в «ядре») искусственно сформированной объемной и объединенной флюидопроводящей системы, - росту проницаемости продуктивного пласта в «ядре» внутрипластовой реторты;
- предупреждению компакции продуктивного пласта за счет поддержания в продуктивном пласте (в «ядре») внутрипластового давления минимум на 2-3 МПа выше гидростатического и максимум до 45-50 МПа;
уменьшению величины степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов за счет дробления крупных молекул углеводородов на более мелкие (термический крекинг, крекинг в СК-воде и гидрокрекинг в присутствии водорода или катализаторов, - доноров водорода);
- десорбции молекул углеводородов с внутренней поверхности флюидопроводящих каналов, в результате чего увеличивается их толщина/сечение и пропускная способность;
- необратимому снижению вязкости и плотности битуминозной нефти, нефти низкопроницаемых пород и внутрипластовой генерации синтетической нефти высокого качества из керогена и битуминозной нефти, обладающих более высокой подвижностью по сравнению с внутрипластовыми углеводородами в их естественном состоянии в продуктивном пласте, который не подвергался тепловому и/или термохимическому воздействию;
-генерации синтетической нефти из керогена, объём которой, примерно, на 30% превышает объём керогена, из которого она была сгенерирована;
- внутрипластовой газификации углеводородов (с тонной отобранной нефти отбирается, примерно, 380 м3 углеводородных газов + значительное большее количество иных газов, преимущественно С02);
- внутрипластовой генерации значительного количества С02;
- уменьшению плотности и увеличению объёма, отбираемого из продуктивного пласта углеводородосодержащего флюида при незначительном снижении его температуры и существенном снижении внутрипластового/внутрипорового давления.
Так, например, при Т=450°С и Р=45МПа вода имеет плотность 343 кг/м3;
при Т=420°С и Р=32 МПа её плотность снижается до 246 кг/м3, а объём возрастает в 1 ,39 раз. Примерно то же самое происходит и с диоксидом углерода, и с другими флюидами.
Так, например, плотность СОг при Т=450°С и Р=45 МПа составляет 304 кг/м3;
при Т=420°С и Р=32 МПа плотность уменьшается до 236 кг/м3, а объем возрастает в 1,28 раза.
Таким образом, в заявленной группе изобретений в процессе отбора углеводородосодержащего флюида из продуктивного пласта в силу указанных причин (значительное снижение давления углеводородосодержащего флюида при незначительном понижении его температуры) самоформируется внутрипластовый вытесняющий напорный режим, дополнительно реэнергизирующий продуктивный пласт именно в процессе отбора из него высокотехнологичной нефти и, тем самым, дополнительно обеспечивающий функционирование режима фонтанирования скважины;
- отбору углеводородосодержащего флюида через разогретые зоны продуктивного пласта с улучшенной увеличенной проницаемостью, в том числе и за счёт осуществления карбонизации углеводородов, в результате которой на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов формируется нанопоровое углеродное покрытие; и
- дополнительному нагреву в НКТ отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти (повышение её мобильности за счет уменьшения вязкости) в процессе её дополнительного частичного облагораживания при доставке с забоя скважины на её дневную поверхность.
Реэнергизация продуктивного пласта.
Реэнергизация продуктивного пласта в заявленной группе изобретений означает максимально возможное повышение внутрипластового давления - внутренней энергии продуктивного пласта, преимущественно, в «ядре» высокотемпературной внутрипластовой реторты.
Высокая степень реэнергизации продуктивного пласта достигается за счет того, что продуктивные пласты баженовской свиты имеют очень низкую естественную проницаемость, а само «ядро» внутрипластовой реторты окружено объемной низкопроницаемой «оболочкой», проницаемость которой еще ниже, чем естественная низкая проницаемость продуктивного пласта.
Таким образом, процесс реэнергизации продуктивного пласта за счет осуществления циклического теплового и/или термохимического воздействия образно можно сравнить, например, с процессом надувания камеры футбольного мяча.
Именно низкопроницаемая «оболочка» внутрипластовой реторты (его «ядра»), объемно заключенная в продуктивном пласте с низкой естественной проницаемостью, не позволяет инжектированным в продуктивный пласт РАВ быстро рассеиваться в более отдаленные области продуктивного пласта или за его пределы, что, в конечном итоге, позволяет в течение относительно продолжительного времени концентрированно сохранять высокое давление в ограниченном внутрипластовом объеме - в «ядре» внутрипластовой реторты и, таким образом, достигать высокой степени реэнергизации «ядра» внутрипластовой реторты, как некоторой части продуктивного пласта, в котором реализуются комплексные процессы внутрипластового каталитического ретортинга.
Молекулярная блокировка и уменьшение степени интенсивности молекулярной блокировки.
Под молекулярной блокировкой в заявленной группе изобретений подразумевается процесс блокировки наноразмерных пор и флюидопроводящих каналов продуктивного пласта крупными молекулами углеводородов.
Так, например, большие молекулы асфальтенов, имеющие радиус от 10 до 15нанометров, вполне способны полностью заблокировать микро и мезофлюидопроводящие каналы и в значительной степени закольматировать макрофлюидопроводящие каналы продуктивного пласта.
Именно поэтому дробление крупных молекул внутрипластовых углеводородов на более мелкие в процессе теплового и/или термохимического воздействия с участием сверхкритической воды и/или псевдо-сверхкритического флюида на основе сверхкритической воды является одной из главных задач.
Более того, в пористой структуре керогена, на внутренней поверхности закрытых округлых и щелевых пор и флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы присутствуют адсорбированные молекулы жидких и газообразных углеводородов, часто формирующих углеводородную нанопленку толщиной в несколько нанометров/несколько молекул.
Десорбция таких адсорбированных углеводородов увеличивает проходное сечение флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы.
Снижение степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов обеспечивается в процессе теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт за счет:
- уменьшения количества микро и мезофлюидопроводящих каналов и увеличения числа макрофлюидопроводящих каналов с их закреплением нанопроппантом;
- дробления крупных молекул внутрипластовых углеводородов в сверхкритической водной среде (сверхкритическая вода - донор водорода) или в водосодержащем псевдо-сверхкритическом флюиде, в том числе, и в присутствии водорода и наноразмерных катализаторов, являющихся донорами водорода;
- термохимической десорбции углеводородной нанопленки, состоящей из нескольких слоев молекул жидких и газообразных углеводородов с внутренней поверхности закрытых округлых и щелевых пор и внутренней поверхности флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы продуктивного пласта.
Внутрипластовая высокотемпературная гидротермальная каталитическая карбонизация углеводородов.
В заявленной группе изобретений для повышения скорости движения флюидов по наноразмерным флюидопроводящим каналам и для увеличения проницаемости продуктивного пласта, в целом, в ходе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов и высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов (Т процессов от 750°С до 800°С и выше) реализуется процесс термодеструкции углеводородов или иначе процесс высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации внутрипластовых углеводородов, включая кероген, в результате которой внутри наноразмерных флюидопроводящих каналов из них (внутрипластовых углеводородов, включая кероген) формируется нанопористый углерод, покрывающий в форме углеродной нанопленки внутреннюю поверхность наноразмерных флюидопроводящих каналов продуктивного пласта, преимущественно, в околоскважинном объёме продуктивного пласта на расстоянии (радиус) от 8-ми до 10-ти метров от скважины.
Из современного уровня развития техники известно, что различные флюиды (например, вода (Н20), декан (С10Н22), этанол (С2Н5ОН) и октаметилциклотетрасилоксан (C8H24O4S14) (ОМЦТС)) перемещаются по углеродным нанотрубкам (Carbon Nanotubes, - CNT) со скоростью на 1 - 3 порядка выше, чем по наноразмерным флюидопроводящим каналам, не имеющих нанопористого углеродного покрытия ( « Ultralow Liquid/Solid Friction in Carbon Nanotubes: Comprehensive Theory for Alcohols, Alkanes, OMCTS, and Water. Kerstin Falk, Felix Sedlmeier, Laurent Joly, Roland R. Netz, and Lyderic Bocquet. LPMCN, Universite de Lyon, UMR 5586 Universite Lyon 1 et CNRS, F-69622 Villeurbanne, France. Physik Department, Technische Universitat Miinchen, 85748 Garching, Germany. Fachbereich Physik, Freie Universitat Berlin, 14195 Berlin, German, dx.doi.org/10.1021/la3029403 | Langmuir 2012, 28, 14261-14272. 2012.).
Новым является то, что в заявленной группе изобретений нанопористое углеродное покрытие в форме нанопористой углеродной пленки формируется преднамеренно и целенаправленно на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов за счет высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации углеводородов, осуществляемой в процессе реализации внутри наноразмерных флюидопроводящих каналов внутрипластовых тепловых взрывов и/или за счет осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов, когда температура, названных выше процессов составляет от 750°С до 800°С и выше.
Наибольшая плотность такого искусственно индуцированного нанопористого углеродного покрытия на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов присутствует в околоскважинном объёме продуктивного пласта и такое нанопористое углеродное покрытие позволяет различным флюидам перемещаться по наноразмерным флюидопроводящим каналам с таким нанопористым углеродным покрытием с минимальным трением и высокой скоростью, что, в целом, приводит к увеличению КИН и росту объёмов отбора высокотехнологичной нефти из продуктивного пласта.
Таким образом, благодаря процессу высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации углеводородов, включая асфальтены и кокс, в околоскважинном объёме продуктивного пласта формируется подсистема высокоскоростных флюидопроводящих «каналов- магистралей», по которым флюиды перемещаются, как из скважины вглубь продуктивного пласта, так и из продуктивного пласта в скважину с повышенной скоростью и минимальным сопротивлением на трение.
Присутствие в околоскважинном объёме продуктивного пласта каталитического нанопроппанта, например, в форме наночастиц оксидов железа («каталитический пояс/фильтр») повышает эффективность процесса карбонизации внутрипластовых углеводородов, формирования нанопористого углеродного покрытия на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов.
В целом же, описанный выше нанотехнологический феномен, позволяющий флюидам перемещаться в околоскважинном объёме продуктивного пласта по наноразмерным флюидопроводящим каналам с нанопористым углеродным покрытием с повышенной скоростью и с минимальным сопротивлением сравним с увеличением эффективного радиуса скважины без создания депрессии на продуктивный пласт, что исключает реализацию негативного сценария процесса компакции продуктивного пласта.
Диоксид углерода (СОг).
В заявленной группе изобретений принудительная закачка СОг с дневной поверхности скважины с использованием компрессорных систем высокого давления в продуктивный пласт не осуществляется, но для реализации способа используется углекислый газ в сверхкритическом состоянии (СК-СОг).
Для его генерации в заявленной группе изобретений могут быть применены три субтехнологии.
По первой субтехнологии (Способ скважинной генерации СК-СО2 N2 1) СК-СО2 является одним из продуктов осуществления на забое скважины - в её подпакерном пространстве экзотермической реакции окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя и СК-СО2 является одним из компонентов РАВ N° П.А.
По второй субтехнологии (Способ наземной генерации СК-СО2 N2 2) осуществляется :
а) генерация СК-С02 и иных газов в наземном реакторе риформинга органических соединений и СК-С02 является одним из компонентов РАВ N° И.
б) генерация СК-СО2 за счет окисления метанола или нефти, или смеси нефти и метанола в сверхкритической воде в наземном реакторе окисления органических и неорганических соединений (РАВ Ν° Ι.Γ.).
По третьей субтехнологии (Способ внутрипластовой генерации СК- СОг N° 3) СК-СО2 генерируется в процессе внутрипластового пиролиза и преимущественно гидропиролиза керогена с использованием РАВ JNfe I, LA, 1.Б, II, П.А, LB и IV.
Так, например, еще 1992 году М. Lewan (Water as a source of hydrogen and oxygen in petroleum formation by hydrous pyrolysis. Lewan, M. D. Am. Chem. Soc. Div. Fuel Chem. 37, 1643-1649. 1992.), исследуя феномен значимости воды, как причины более высокой эффективности гидропиролиза керогена по сравнению с «сухим» пиролизом, отметил, что в результате докритической (350°С) гидропиролизации керогена II Типа из формации Вудфорд (США) образуется значительное количество СО2. Так, в результате гидропиролизации 400 г кусков керна, содержавших около 25 г керогена (6,25 мае. %) было сгенерировано 0,24 моль СО2 (10,5624 г).
Конечно же, сколько СО2 может быть сгенерировано в баженовском продуктивном пласте зависит от множества факторов и в каждом конкретном случае, но, в самом общем виде, возможно допустить, что, например, при 10- ти процентном содержании керогена (S2 = 10 мае. %), что не редкость для продуктивных пластов баженовской свиты, в результате его внутрипластовой гидропиролизации может быть сгенерировано до 80-90 кг СО2 на 1 м3 продуктивного пласта, некоторая часть которого после доставки на дневную поверхность скважины, может быть использована для выполнения углекислотных многостадийных ГРП или для закачки в продуктивные пласты месторождений традиционной/конвенциональной нефти.
Значимость этого процесса признается и современными исследователями (((Correlating Petrophysical Calculations from Density Logs to Production Trends in the Elm Coulee Field, Montana. Colton Mall. Montana Tech of the University of Montana. 2015.).
Внутрипластовая генерация такого количества СК-СО2 является, помимо всего прочего, ещё и мощнейшим инструментом процесса реэнергизации продуктивного пласта, без чего эффективная и рентабельная добыча углеводородов из баженовской свиты невозможна.
Так, например, при термобарических условиях внутрипластовой реторты, формируемой основным термохимическим воздействием заявленного способа (Т до 450°С; Р до 45 МПа и р (СК-С02) = 304,75 кг/м3), например, 80 кг СО2 займут в продуктивном пласте объем равный 0,265 м3/м3 при средней величине пустотной пористости продуктивных пластов баженовской свиты равной 0,06 м3/м3 или в 4,4 раза больший объём, чем средний объём пустотной пористости продуктивных пластов баженовской свиты. Таким образом, потенциально, вся высокотехнологичная нефть может быть 3,4 раза (один объём останется в продуктивном пласте) полностью вытеснена сгенерированным СК-СОг из продуктивных пластов баженовской свиты в скважину (обоснование высокого КИН).
Более того, СК-СОг растворяется в жидких углеводородах и при этом они увеличиваются в объеме до 1,5 раз, - разбухают, что усиливает реэнергизацию продуктивного пласта в его внутрипластовой реторте.
Полное растворение СК-СО2 в углеводородах проще достижимо, чем растворение в жидких углеводородах, например, СК-метана (СК-СН4).
В равных пластовых условиях метан имеет большее минимальное давление полной смесимости (МДПС) по сравнению с СОг: при Т=110°С МДПС метана равно, примерно, 36-37 МПа, а СОг, примерно, - 18-19 Мпа Также весьма существенно разнится и их плотность.
При внутрипластовом давлении 37 МПа и Т=110°С плотность СОг равна 701 кг/м3, а метана, - 165,9 кг/м3.
Это означает, что, занимая меньший объем СК-СОг может полностью смешиваться с нефтью низкопроницаемых пород, практически, без повышения температуры продуктивного пласта или при незначительном её повышении, что, в свою очередь, означает, что полное растворение/смешение СК-СОг может происходить в макротрещинах на значительном расстоянии от забоя скважины, и это повышает текучесть нефти низкопроницаемых пород в отдаленных зонах продуктивного пласта и позволяет извлекать её из самых отдаленных участков продуктивного пласта через систему интенсифицированных микро, мезо и макро нанофлюидопроводящих каналов.
Дополнительно также следует отметить, что присутствие в сверхкритической воде водорода и диоксида углерода подавляет процесс образования кокса, который в чистой сверхкритической воде при частичном облагораживании, например, битума (термобитума) начинается при температуре 420°С, а в сверхкритической воде, насыщенной водородом и диоксидом углерода процесс коксообразования начинается при температуре 470-480°С и при этом в результате частичного облагораживания битума в простой чистой сверхкритической воде кокса образуется больше, чем в результате частичного облагораживания битума в сверхкритической воде, насыщенной водородом и диоксидом углерода, которая является по своей форме псевдо-сверхкритическим флюидом.
Поверхностно-активные вещества (ПАВ).
В заявленной группе изобретений для уменьшения величины поверхностного натяжения на поверхности раздела термодинамических фаз и дробления микрокапель нефти используются ПАВ, входящие в группы, как гидрофильных, так и гидрофобных ПАВ.
Концентрации ПАВ в рабочем агенте в форме воды в докритическом состоянии и конкретный композиционный состав, используемых в заявленном способе заявленного изобретения рецептов ПАВ, формулируются для каждого месторождения отдельно в зависимости от физико-химических свойств внутрипластовых углеводородов, химического и минералогического состава вмещающей горной породы и фильтрационно- ёмкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта.
Рабочий агент в форме воды в докритическом состоянии, насыщенный ПАВ, используется для низкотемпературного воздействия на продуктивный пласт, которое предшествует тепловому и/или термохимическому воздействию.
Тепловой удар по продуктивному пласту и термический гидроуглекислотный разрыв продуктивного пласта (ТГУРПП).
В заявленной группе изобретений для осуществления теплового удара по продуктивному пласту используется псевдо-ультра-сверхкритический флюид PAB JVO II.A (CK-H2O + CK-CO2; при T=800°C и P=50 МПА и при 10% содержании СК-СОг в СК-Н2О плотность псевдо-сверх1фитического флюида составляет 108,67 кг/м3), имеющий при вхождении в продуктивный пласт температуру до 800°С.
В продуктивном пласте при взаимодействии PAB N2 П.А с внутрипластовым псевдо-сверхкритическим флюидом (СК-Н2О + СК-СОг + СК-углеводороды + СК-не углеводородные газы и т.д.) температура последнего мгновенно возрастает и, соответственно, мгновенно увеличивается его объем.
Дополнительно интенсифицируется процесс генерации синтетических углеводородов, преимущественно, сингаза (водорода, диоксида углерода, метана и монооксида углерода) из керогена, битуминозной нефти и нефти низкопроницаемых пород, что результируется в осуществление в продуктивном пласте множественных автофлюидоразрывов продуктивного пласта и ведет к росту газового фактора.
В заявленной группе изобретений тепловые удары по продуктивному пласту организуются и осуществляются в конце любого цикла воздействия на продуктивный пласт и/или перед началом его деэнергизации и после завершения деэнергизации продуктивного пласта перед началом осуществления каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла и, соответственно, исключая первый цикл воздействия на продуктивный пласт, а также в процессе осуществления основного воздействия на продуктивный пласт.
Целью осуществления теплового удара по продуктивному пласту при завершении какого-либо цикла воздействия является кратковременная максимизация увеличения проницаемости продуктивного пласта и его дополнительная, возможно более мощная, но кратковременная реэнергизация. Целью осуществления теплового удара в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла, является, преимущественно, восстановление и увеличение проницаемости продуктивного пласта, которая была несколько снижена за счет его компакции в процессе его деэнергизации, в процессе отбора из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования скважины.
Тепловой удар является термическим гидроуглекислотным разрывом продуктивного пласта.
ТГУРПП по своей эффективности превосходит ГРП, так как выполняется с использованием высокотемпературного РАВ (до 800°С) и в уже нагретом до температуры 350-450°С продуктивном пласте, в котором в ходе предыдущего цикла воздействия уже были сформированы многочисленные открытые микро, мезо и макрофлюидопроводящие каналы, являющимися каналами входа РАВ N° П.А в продуктивный пласт для осуществления в нём ТГУРПП, - индуцирования в продуктивном пласте многочисленных, преимущественно, макротрещин/макрофлюидопроводящих каналов за счет активного использования открых и связанных между собой микро/мезо и макротрещин уже существующих в продуктивном пласте.
В заявленной группе изобретений после завершения ТГУРПП в микро/мезо и макротрещины продуктивного пласта для их закрепления может быть введен нанопроппант или каталитический нанопроппант путем использования, например, РАВ N° I.B.
Проточный трубчатый реактор.
В заявленной группе изобретений проточным трубчатым реактором является система, состоящая из НКТ с теплоизоляцией и расположенной коаксиально внутри НКТ безмуфтовой трубой. 00373
101
Длина проточного трубчатого реактора может составлять от 100 до 4000 метров.
В проточном трубчатом реакторе осуществляются, преимущественно, четыре основных процесса:
- процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые ранее в продуктивном пласте не были молекулярно модифицированы и не были частично облагорожены;
- процесс дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые ранее в продуктивном пласте в результате осуществления теплового или термохимического воздействия уже были молекулярно модифицированы и облагорожены;
- процесс дополнительного производства наноалмазов (основной процесс производства наноалмазов осуществляется в продуктивном пласте) из отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые не были ранее молекулярно модифицированы или облагорожены в продуктивном пласте, или из отобранных из продуктивного пласта углеводородов, которые в продуктивном пласте были ранее молекулярно модифицированы и уже частично облагорожены;
- процесс генерации сингаза, включая водород для дополнительного гидрирования/гидрогенизации отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти.
Подготовка воды.
Под подготовкой воды в установке для подготовки воды следует понимать комплексную подготовку воды, которая заключается, преимущественно, в очистке воды от механических примесей (нанодисперсных механических примесей) и её предварительный нагрев до температуры от 40°С (р = 1013 кг/м3) до 80°С (р = 992 кг/м3) при давлении до 50 МПа. Геотермальный накопитель тепловой энергии и геотермальная декомиссия (выведение из эксплуатации) нефтяной скважины.
В заявленной группе изобретений в процессе теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт внутри родуктивного пласта формируется искусственная высокотемпературная внутрипластовая реторта нагретая, в среднем, до температуры 400°С, объём которой в зависимости от фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта и его толщины, может составлять от 1-го до 10-ти миллионов кубических метров.
При этом, в зависимости от содержания керогена в продуктивном пласте для её нагрева до такой температуры (400°С) в продуктивный пласт вносится значительное количество энтальпии.
Так, при среднем содержании керогена в продуктивном пласте равным 10 мае. % для нагрева 1 м3 продуктивного пласта до 400°С требуется внесение в продуктивный пласт энтальпии равной 1239417,155 кДж/м3 продуктивного пласта, а при 20-ти мае. % содержании керогена в продуктивном пласте, - 1071950,811 кДж/м3 продуктивного пласта.
Таким образом, искусственно сформированная высокотемпературная внутрипластовая реторта является накопителем тепловой «искусственной» геотермальной энергии.
В заявленной группе изобретений после окончания осуществления теплового и термохимического воздействия на продуктивный пласт и завершения отбора из него экономически целесообразной к отбору высокотехнологичной нефти в продуктивный пласт, а именно в высокотемпературную внутрипластовую реторту, осуществляют закачку теплой воды, которая при соприкосновении с горячей горной породой продуктивного пласта нагревается и затем извлекается на дневную поверхность и, таким образом, нефтяная скважина переводится в режим работы геотермальной скважины концепции «Улучшенной геотермальной системы» (Enhanced Geothermal System, - EGS). Бывшая нефтяная скважина, а теперь геотермальная скважина может работать в циклическом режиме или в режиме заводнения, но тогда создается система из двух геотермальных скважин, одна из которых является нагнетательной, а другая, - добывающей. В нагнетательную скважину закачивают теплую воду, которая, проходя по наноразмерным флюидопроводящим каналам внутрипластовой высокотемпературной реторты, нагревается и далее отбор высокотемпературной воды (от 400 до 100°С) в сверхкритическом состоянии, в форме перегретого пара, влажного пара или в форме горячей воды осуществляется через добывающую скважину.
Далее, отработанную на дневной поверхности скважину теплую воду (30°С), отдавшую большую часть своего тепла, затем опять закачивают в нагнетательную скважину.
Вместе с нагретой водой из внутрипластовой высокотемпературной реторты так же отбирается и остаточная нефть, извлечение которой теперь является опять экономически целесообразным.
Действуя предложенным способом, помимо дополнительно извлекаемой остаточной нефти, из внутрипластовой высокотемпературной реторты может быть рекуперировано до 50% ранее внесенной в неё энтальпии, или, примерно, 500000 кДж/м3, или, примерно, 138,8 кВт/час тепловой энергии/м3 продуктивного пласта.
Если объём внутрипластовой высокотемпературной реторты составляет 5млн. м3, то такая декомиссуемая скважина произведет за период декомиссии 694 тысячи МВт/час тепловой энергии.
Предложенный подход геотермальной декомиссии нефтяной скважины, имеющей искусственно сформированную высокотемпературную внутрипластовую реторту, позволяет максимально повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) и существенно улучшить экономику проектов по добыче неконвенциональных углеводородов из нефтеносных сланцевых плеев с использованием заявленного теплового и термохимического способа воздействия на продуктивные нефтекерогеносодержащие пласты.
Произведенная тепловая геотермальная энергия может быть использована для выработки электрической энергии или обогрева жилых помещений, промышленных предприятий, включая тепличные комплексы.
Технологический комплекс, используемый для реализации заявленного способа, включает установку 2 для подготовки воды.
Выход установки 2 связан с входом наземного генератора 4 ультра- сверхкритической воды (генератор). В зависимости от выполняемой технологической операции при реализации способа комплекс может иметь различную конфигурацию.
Под изменением конфигурации в настоящей заявке понимается подключение или отключение узлов и агрегатов технологического комплекса посредством запорно-регулирующей арматуры в зависимости от выполняемых им (комплексом) операций по осуществлению заявленного способа.
Так, для осуществления низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт технологический комплекс имеет конфигурацию, при которой с выходом установки 2 для подготовки воды связан вход генератора 4, а выход генератора 4 связан с первым входом первого смесителя 6, ко второму входу которого подключена емкость 8 для ПАВ (Фиг. 5.).
Позицией 10 на данной фигуре обозначен забой скважины И, размещенная в скважине НКТ обозначена позицией 12, а продуктивный пласт - позицией 14. Забойный термостойкий пакер обозначен позицией 15, а закол онный термостойкий пакер - позицией 16. Выход первого смесителя 6 подсоединен к НКТ 12.
Для осуществления низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта (Фиг.6.) от второго входа смесителя 6 отключают емкость 8 и подключают ко второму входу смесителя 6 емкость 18 для композиции «ПАВ-НАНОКСИД». Выход смесителя 6 подведен к НКТ 12.
Для осуществления кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 7.) смеситель 6 отсоединяют от генератора 4. В полости НКТ размещают безмуфтовую трубу 25, которую соединяют 'с емкостью 23 для холодной воды, насыщенной кислотой или кислотными эмульсиями. Выход генератора 4 соединяют с входом НКТ 12.
Для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт (Фиг.8.) от трубы 25 отсоединяют емкость 23.
Для осуществления в забое внутрипластовых тепловых взрывов комплекс конфигурируется в соответствии с Фиг. 9, на которой показано соединение безмуфтовой трубы 25 с емкостью 29 для окислителя.
Для осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде (Фиг. 10.), емкость 34 для органических соединений соединяют с блоком 36 обогащения органическими соединениями наземного реактора 37 риформинга органических соединений, к которому подсоединяют выход генератора 4. Выход реактора 37 соединяют с входом НКТ 12. Для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 1 1.) на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов, к безмуфтовой трубе 25 подсоединяют емкость 29 для окислителя.
Для осуществления термокаталитического воздействия (Фиг. 12.) на продуктивный пласт, к безмуфтовой трубе подсоединяют емкость 44 для холодной воды, насыщенной наноразмерным катализатором, а выход генератора 4 соединяют с НКТ 12.
Для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта (Фиг. 13) генератор 4 соединяют с реактором окисления 48, который также соединяют с ёмкостью 49 для насыщенного коллоидного раствора холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси, а выход реактора 48 соединяют с НКТ 12.
Для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 14.) генератор 4 соединяют с первым входом второго смесителя 63, второй вход которого соединен с ёмкостью 64 для окислителя. Первый вход реактора окисления 48 связан с выходом второго смесителя 63, а второй - с емкостью 69 для метанола, нефти или смеси нефти и метанола. Реактор окисления 48 соединяют с НКТ 12.
В процессе доставки ВРА N° LB. 70 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ВРА N° 1.Б. 70 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА N° 1.Б. 70 трансформируется в РАВ N° Ι.Γ. 71 и является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода и остаточными нефтью или метанолом или смесью остаточных нефти и метанола или псевдо- сверхкритическим флюидом, состоящим из воды, диоксида углерода, а также остаточной нефти или метанола, или смеси остаточной нефти и остаточного метанола 71. РАВ Ν° I. Г. 71 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт 14.
Отличительной от наиболее близкого аналога особенностью заявленного технологического комплекса является возможность одновременного использования наземного генератора 4 ультра- сверхкритической воды, реактора риформинга органических соединений 37 и реактора окисления органических и неорганических соединений 48, что позволяет одновременно генерировать ультра-сверхкритическую воду (U- SCW, - Ultra- Supercritical Water), осуществлять газификацию (как наиболёе полную, так и частичную) органических соединений (SCWG, - Supercritical Water Gasification) и окисление (как наиболее полное, так и частичное), как органических (например, метанол), так и неорганических (например, металлов) соединений/веществ (SCWO, - Supercritical Water Oxidation).
Другой не менее значимой особенностью является скважинная трубная конфигурация технологического комплекса, суть которой заключается в том, что безмуфтовая труба 25 без изоляции размещается коаксиально внутри теплоизолированной НКТ 12.
Такое решение позволяет максимально эффективно использовать ограниченное внутрискважинное пространство и доставлять на забой 10 скважины 11 одновременно несколько компонентов.
Например, по НКТ 12 на забой скважины 10 может доставляться сверхкритическая вода, насыщенная метанолом, а по безмуфтовой трубе 25 на забой 10 скважины 1 1 одновременно может доставляться окислитель. При этом в процессе доставки на забой 10 скважины 11 окислитель нагревается и уже в безмуфтовой трубе 25 переходит в сверхкритическое состояние.
Безмуфтовую трубу 25 можно вводить и выводить из скважины без извлечения НКТ 12 из скважины 11. Это позволяет повысить эффективность эксплуатации заявленного технологического комплекса и сократить время простоя скважины.
Используемая в технологическом комплексе компоновка продуктопровода «труба в трубе» - безмуфтовая труба 25, расположенная коаксиально внутри НКТ 12, по-сути, является проточным реактором трубчатого типа, имеющего длину от 100 до 4000 метров.
Такой проточный реактор трубчатого типа позволяет осуществлять два значимых процесса:
процесс экзотермического окисления органических соединений в сверхкритической воде (SCWO, - Supercritical Water Oxidation) в присутствии окислителя для генерации псевдо-ультра-сверхкритического флюида внутри НКТ и/или в подпакерной зоне скважины на забое скважины (Т до 800°С при Р до 50 МПа),
процесс дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и уже частично облагороженных в продуктивном пласте углеводородов в сверхкритической воде, водном сверхкритическом флюиде или псевдо-сверхкритическом флюиде (Supercritical Fluid Partial Upgrading, - SCFPU) за счет осуществления облагораживания углеводородов в сверхкритическом флюиде (Supercritical Fluid Upgrading, - SCFU), а также за счет каталитического облагораживания углеводородов в сверхкритическом флюиде в присутствии наноразмерных катализаторов, преимущественно, в молекулярной и ионной форме, но, не исключая возможности использования катализатора в форме наночастиц металлов или их оксидов (Supercritical Fluid Catalytic Upgrading, - SCFCU) и за счет гидрооблагораживания углеводородов в сверхкритическом флюиде в присутствии водорода (Supercritical Fluid Hydro Upgrading, - SCFHU).
Весьма важно, что в зависимости от условий добычи и целей воздействий на продуктивный пласт безмуфтовая труба может располагаться:
- полностью внутри НКТ и ее нижний срез может находиться на расстоянии от 1 до 500 метров выше нижнего среза НКТ (Фиг. 4.А);
- расположение нижних срезов НКТ и безмуфтовой трубы могут совпадать (Фиг. 4.Б);
- нижний срез безмуфтовой трубы может находиться ниже на расстоянии от 1 до 100 метров от нижнего среза НКТ в случае использования вертикальной или направленно-наклонной скважины (Фиг. 4. В) или на расстоянии от 1 до 1000 метров от нижнего среза НКТ в случае использования горизонтальной скважины.
Безмуфтовая труба может свободно перемещаться в полости НКТ и менять свое положение в зависимости от условий добычи и целей воздействий.
С учетом того, что для реализации заявленного способа используются агрессивные рабочие агенты, такие как вода в ультра-сверхкритическом состоянии, вода в сверхкритическом состоянии, псевдо-ультра- сверхкритические флюиды, псевдо-сверхкритические флюиды и флюиды, насыщенные кислотами и кислотными эмульсиями, для изготовления узлов и агрегатов технологического комплекса необходимо использование титана, а также высоколегированных сталей и сплавов, обладающих повышенной коррозионостойкостью, жаропрочностью и жаростойкостью.
Блок генерации ультра-сверхкритической воды наземного генератора ультра-сврерхкритической воды наиболее целесообразно изготавливать из стали SS316, титана, никеля и сплавов: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617В, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 и 740H.
Реактор риформинга органических соединений может быть изготовлен из стали SS316, титана, никеля и сплавов: никеля и меди, Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617B, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 и 740H.
Реактор окисления может быть изготовлен из стали SS316, титана, никеля и сплавов: Inconel 625, HR6W, GH2984, Haynes 230, Inconel 617/617В, Nimonic 263, Haynes 282, Inconel 740 и 740H.
Для реализации заявленного способа НКТ должны быть изготовлены исключительно из титана.
Такой выбор объясняется низкой плотностью титана (4,54 г/см3), высокой жаростойкостью (Т плавления ср. 1950 К) и коррозионостойкостью, а также более низкой теплопроводностью (λ=19,6 Вт/(м*К), при К=1000) по сравнению с большинством марок сталей (λ=οτ 25 до 35 Вт/(м*К), при К=1000).
Герметичность механических соединений в присутствии одновременно высокой температуры и давления обеспечивается за счет использования металлов и сплавов с низкой температурой плавления, например, цинка (температура плавления 419,6°С), свинца (температура плавления 327,4°С), висмута (температура плавления 271,4°С), олова, (температура плавления 231,9°С) и сплава Хомберга (висмут + свинец + олово (по 33,3 %); температура плавления 122°С).
Наземный генератор ультра-сверхкритической воды должен иметь мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит, как правило, из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт.
В качестве топлива для наземного генератора ультра- сверхкритической воды помимо природного газа и очищенного попутного нефтяного газа может использоваться также и неподготовленный попутный нефтяной газ. В качестве нагревательного элемента наземного генератора ультра- сверхкритической воды наиболее целесообразно использовать нагревательный элемент, выполненный из высокопористого ячеистого материала (ВПЯМ), изготовленного, преимущественно, из оксида циркония, имеющего различную плотность пор на дюйм (PPI) от 10 до 100, или других подходящих материалов, установленный на перфорированной трубе, изготовленной из молибдена, по которой осуществляется подача топливной смеси, например, неподготовленного попутного нефтяного газа и воздуха, в нагревательный элемент, выполненный из ВПЯМ, имеющего различную плотность пор на дюйм, в качестве которого используют тугоплавкие металлы или сплавы.
Все узлы и агрегаты, используемые для компоновки технологического комплекса, являются стандартными и их конструктивное выполнение не составляет предмета патентной охраны. Их соединение и управление или осуществляется с использованием стандартной запорно-регулирующей арматуры.
Для специалистов понятно, что для инжектирования в продуктивный пласт рабочих агентов и отбора из него целевого продукта используется соответствующее стандартное насосно-компрессорное оборудование, которое в материалах заявки не раскрыто, но, несомненно, оно входит в состав технологического комплекса. Рабочие агенты приготавливаются известным образом.
Работа технологического комплекса может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме.
Заявленный способ, с использованием приведенного выше технологического комплекса, осуществляют следующим образом.
Полный цикл осуществления заявленного способа с использованием технологического комплекса условно может быть разделен на несколько нижеследующих этапов, каждый из которых необходим для достижения указанного технического результата и для каждого из которых характерна своя последовательность операций, которая соблюдается в ходе осуществления цикла воздействия на продуктивный пласт.
Этап 1 (I.). Подготовка продуктивного пласта.
Этап 2. (П.) Основное воздействие на продуктивный пласт.
Этап 3. (III.) Дополнительное воздействие на продуктивный пласт в рамках этапа «Основное воздействие».
Этап 4. (IV.) Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием.
Этап 5. (V.) Перевод нефтяной скважины в режим работы геотермальной скважины, - геотермальная декомиссия нефтяной скважины.
Рассмотрим более подробно осуществление каждого этапа.
(I.) Подготовка продуктивного пласта осуществляется следующим образом.
(1.1.) Первой операцией данного этапа является осуществление низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 5).
Для ее- выполнения вода 1 подается в установку 2 подготовки воды, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор 4ультра- сверхкритической воды, где нагревается до температуры от 150 до 250°С (давление до 45МПа) и трансформируется в воду 5, которая является ПРА Ns 3.
Полученный таким образом ПРА Ns 3 в смесителе 6 смешивают с ПАВ 7, поступающим в смеситель 6 из ёмкости 8, в результате смешивания получают насыщенную ПАВ воду 9, которая является ВРА N2 З.А. BPA N°3. A no HKT 12 доставляют на забой 10 скважины, в котором он трансформируется в РАВ III 13, инжектируется в продуктивный пласт 14 и осуществляет на него низкотемпературное термохимическое воздействие.
Проведение данной операции с использованием РАВ III обеспечивает восстановление естественной трещиноватости и/или естественных флюидопроводящих каналов в около скважинной зонепродуктивного пласта, а также увеличивает приёмистость призабойной зоны скважины и предотвращает образование низкопроницаемой «оболочки» вокруг естественной трещиноватости и/или флюидопроводящих каналов в околоскважинной зоне.
(1.2.) Второй операцией данного этапа является осуществление низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с нанопроппантом (Фиг. 6.).
Для ее выполнения вода 1 подается в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 150 до 250°С (давление до 45 МПа) и трансформируется в воду 5, которая является ПРА N° 3.
Далее ПРА Ν° 3 в смесителе 6 смешивают с композицией «ПАВ- НАНОКСИД» 17, поступающей в смеситель 6 из ёмкости 18, в результате чего он трансформируется в воду 19, насыщенную «ПАВ-НАНОКСИД» 17, которая является BP А » З.Б. 19.
Композиционный состав BPA N° З.Б: вода в докритическом состоянии; анионные ПАВ; наноразмерные частицы металлов или их оксидов, преимущественно, оксида железа (FeO, БегОз и/или БезО- , которые являются как катализатором, так и наноразмерным проппантом.
В результате доставки на забой 10 скважины 1 1 по НКТ 12 BP A N° З.Б 19 при неизменном давлении его температура снижается, а плотность возрастает и он, таким образом, трансформируется в РАВ N° Ш.А 20, который инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления низкотемпературного термохимокаталитического воздействия. Проведение данной операции с использованием РАВ N_> Ш.А, наряду с дополнительным увеличением приёмистости призабойной зоны скважины за счет восстановления естественной трещиноватости и/или естественных флюидопроводящих каналов, обеспечивает их закрепление нанопроппантом.
Низкотемпературные термохимическое и термохимокаталитическое воздействия в целом, являются непродолжительными и осуществляются для увеличения приёмистости призабойной зоны скважины, что позволяет,- -в частности, повысить эффективность последующего теплового и высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт.
Используемые РАВ N° III и N° Ш.А при инжектировании в продуктивный пласт имеют температуру не менее 120°С, но не более 150°С, что позволяет предупредить процесс формирования низкопроницаемой «оболочки» в околотрещиноватых областях продуктивного пласта в призабойной зоне скважины.
В результате использования РАВ N° III и Ш.А происходит восстановление и некоторый рост проницаемости продуктивного пласта в его прискважинной зоне с закреплением макротрещиноватости нанопроппантом - наночастицами оксидов металлов и, преимущественно, наночастицами оксида железа, которые впоследствии в ходе теплового и/или основного термохимического воздействия на продуктивный пласт будут выполнять также и каталитическую функцию в процессах молекулярной модификации/крекинга и частичного облагораживания внутрипластовых углеводородов. (1.3.) Третьей операцией данного этапа является осуществление кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт (Фиг. 7.).
Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от от 593 до 650°С и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА N° 1 21.
В процессе доставки ПРА N° 1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА N2 1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА N° 1 трансформируется во ВРА N° 1.А. 22, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°С и Р до 45 МПа; энтальпия (п) - 3274,2 кДж/кг; плотность (р) - 146 кг/м3).
Одновременно из ёмкости 23 в безмуфтовую трубу 25 поступает холодная вода, насыщенная кислотой или кислотными эмульсиями 24 или ПРА JYO 6. 24.
В процессе доставки ПРА N° 6. 24 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА Ν° 6. 24 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА Ns 6. 24 трансформируется во ВРА Ν° 6. А. 26.
На забое 10 скважины 11 ВРА N» LA. 22 и ВРА Ns 6.А. 26 смешиваются и, таким образом, завершается формирование РАВ N» I. 27, который далее инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт 14. РАВ Ns> I. 27 является псевдо-сверхкритическим флюидом.
Композиционный состав РАВ N° I. 27: вода в сверхкритическом состоянии; кислоты или кислотные эмульсии.
Кислотное термохимическое воздействие необходимо для увеличения межгранулярной проницаемости и снятия кольматации в призабойной зоне продуктивного пласта и может применяться, преимущественно, как в процессе подготовки продуктивного пласта к термохимическому воздействию, так и в качестве дополнительной технологической операции уже в процессе осуществления основного термохимического воздействия, для чего в продуктивный пласт, например, прекращается инжектирование РАВ No II и начинается закачка РАВ N° I.
После завершения кислотного термохимического воздействия в продуктивный пласт, преимущественно, без выдержки на реакцию опять инжектируется РАВ Ns II и, таким способом термохимическое воздействие на продуктивный пласт продолжается.
Использование в данной операции РАВ Ν° I обеспечивает очистку призабойной зоны скважины от уже растворенных и не растворимых кольматирующих веществ в твердой микро и нанодисперсной форме, что, в целом, увеличивает межгранулярную проницаемость призабойной зоны скважины и её способность принимать рабочие агенты воздействия (РАВ).
(1.4.) Осуществление теплового воздействия (Фиг. 8.).
Под тепловым воздействием в заявленной группе изобретений подразумевается воздействие на продуктивный пласт с использованием чистой сверхкритической воды, не содержащей никаких дополнительных компонентов.
Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°С и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА N° 1. 21.
В процессе доставки ПРА N 1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по НКТ 12 при неизменном давлении температура ПРА N_> 1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА N° 1 трансформируется в РАВ Ν° LA. 28, который является чистой водой в сверхкритическом состоянии (Т до 593°С и Р до 45 МПа).
Далее РАВ N-> LA инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт 14.
Осуществляемое РАВ N° LA тепловое воздействие на продуктивный пласт увеличивает проницаемость продуктивного пласта на микро/мезо и макроуровне.
Тепловое воздействие является одной из важных операций, входящих в комплекс мер, направленных на подготовку продуктивного пласта к завершающей операции первого этапа - осуществлению внутрипластовых тепловых взрывов и последующему основному термохимическому воздействию.
При тепловом воздействии в продуктивном пласте параллельно осуществляются несколько процессов, а именно:
- процесс реэнергизации продуктивного пласта, преимущественно, за счет расширения уже присутствующих в продуктивном пласте внутрипластовых флюидов и керогена, а также внутрипластовой генерации синтетических газообразных углеводородов из нефти низкопроницаемых пород и внутрипластовой генерации газообразных и жидких синтетических углеводородов из битуминозной нефти и керогена;
- увеличение проницаемости продуктивного пласта за счет интенсификации естественной и индуцирования новой трещиноватости, преимущественно, на микро и мезоуровне;
- мобилизация нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов за счет их десорбции с поверхности округлых и щелевых пор/флюидопроводящих каналов, а также их выхода из керогена в результате его разбухания - увеличения объема; -увеличение пропускной толщины флюидопроводящих каналов за счет десорбции нефти низкопроницаемых пород и углеводородных газов с поверхности округлых и щелевых пор/флюидопроводящих каналов;
- молекулярная модификация/крекинг внутрипластовых углеводородов и их частичное облагораживание, направленные на уменьшение размера молекул внутрипластовых углеводородов, что, в конечном итоге, повышает их дренирующую способность и снижает степень интенсивности молекулярной блокировки порового пространства продуктивного пласта крупными молекулами внутрипластовых углеводородов.
Наряду с названными выше процессами, целью теплового воздействия является также и формирование внутри некоторой части продуктивного пласта устойчивой сверхкритической среды за счет наполнения округлых и щелевых пор проточным РАВ Ν» I.A - проточной воды, находящейся в сверхкритическом состоянии.
Таким образом, в результате осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт принципиально значимым является достижение следующего результата:
- формирование внутри некоторой части продуктивного пласта устойчивой водной сверхкритической среды или при смешении сверхкритической воды с внутрипластовыми флюидами формирование внутри некоторой части продуктивного пласта псевдо-сверхкритической среды, состоящей, преимущественно, из воды, углекислого газа и внутрипластовых углеводородов (все по отдельности, находящиеся в сверхкритическом состоянии), как среды благоприятной для последующего осуществления внутрипластовых тепловых взрывов;
- увеличение проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на микро и мезоуровне и лишь отчасти на макроуровне, сопровождающееся некоторой реэнергизацией продуктивного пласта, предупреждающей негативный процесс компакции продуктивного пласта.
Отдельно необходимо отметить, что в заявленной группе изобретений РАВ JSfo I.A. используется также и для восстановления внутри продуктивного пласта каталитической активности каталитического нанопроппанта, который вносится в продуктивный пласт в результате использования РАВ Ν° I.B. и, которым насыщенна, преимущественно, призабойная зона продуктивного пласта («каталитический пояс/фильтр»).
(1.5.) Последней операцией первого этапа является осуществление внутрипластовых тепловых взрывов (Фиг. 9.).
Для ее осуществления вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°С и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА N° 1. 21. В процессе доставки ПРА ЛЧГ» 1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА N° 1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА N° 1 трансформируется во ВРА N° 1.А. 22, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°С и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (р) - 146 кг/м3).
Одновременно из ёмкости 29 в безмуфтовую трубу 25 поступает окислитель 30 или ПРА JSfe 5.
В процессе доставки ПРА N° 5 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по безмуфтовой трубе 25 при неизменном давлении температура ПРА N° 5 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА N° 5. трансформируется во ВРА N° 5. А 31, который является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода или воздуха в докритическом или сверхкритическом состоянии. На забое 10 скважины 11 ВРА JVb 1.А и ВРА N° 5. А смешиваются и, таким образом, завершается формирование РАВ N2 1.Б 32, который далее инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления теплового воздействия на продуктивный пласт 14. РАВ N° 1.Б является псевдо- сверхкритическим флюидом. Композиционный состав РАВ 1.Б: вода в сверхкритическом состоянии, насыщенная окислителем.
Использование РАВ N° 1.Б обеспечивает осуществление в продуктивном пласте тепловых взрывов с целью увеличения проницаемости на микро/мезо и макроуровне.
Внутрипластовые тепловые взрывы используются в заявленном способе для целенаправленного увеличения проницаемости продуктивного пласта на макроуровне за счет интенсификации естественной и индуцирования новой макротрещиноватости.
Осуществление внутрипластовых тепловых взрывов является одним из основных мероприятий, входящий в комплекс мер, направленных, в основном, на подготовку продуктивного пласта к последующему основному термохимическому воздействию.
Суть внутрипластовых тепловых взрывов заключается в следующем. За счет теплового воздействия осуществляется создание в продуктивном пласте устойчивой водной сверхкритической среды (Т от 450 до 500°С и Р до 45 МПа) и/или псевдо-сверхкритической среды и увеличение проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на микро и мезоуровне.
При контакте, содержащегося в РАВ Ν° 1.Б окислителя с внутрипластовыми углеводородами в сверхкритической водной среде или в псевдо-сверхкритической среде в продуктивном пласте инициируются множественные локальные высокоскоростные экзотермические реакции окисления внутрипластовых углеводородов, которые протекают в режиме, так называемых, тепловых взрывов, так как продолжительность таких реакций в зависимости от качества принимающих в них участие углеводородов, как правило, колеблется от долей секунды до 8-10 секунд (макс).
В процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов происходит резкое локальное повышение давления (до 100 МПа) и температуры (до 1000°С) псевдо-сверхкритического флюида и его кратковременная обратимая трансформация в ультра-псевдо- сверхкритический флюид, в результате чего реализуются множественные локальные термобарические наноразрывы продуктивного пласта, преимущественно, на макроуровне (> 50 нм), что, в конечном итоге, приводит к интенсификации естественной макротрещиноватости и индуцировании новой макротрещиноватости - разрыву сплошности горной породы на макроуровне - и, как следствие, значительному увеличению проницаемости продуктивного пласта.
Выделяющееся в процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов тепло расходуется на дополнительный нагрев продуктивного пласта - вмещающей горной породы и содержащихся в ней углеводородов.
Более того, в областях локального повышения внутрипластовой температуры до 1000°С и давления до 100 МПа осуществляется
а) локальная частичная газификация некоторой части внутрипластовых углеводородов, - генерирование водорода с последующим гидрированием/гидрогенизацией некоторой части внутрипластовых углеводородов, - улучшения их качества;
б) внутрипластовый синтез наноалмазов.
Внутрипластовые тепловые взрывы в заявленной группе изобретений также используются для целенаправленного взрывоподобного окисления тяжелых неизвлекаемых даже при термохимическом воздействии углеводородов, - тяжелых нефтяных остатков, а также ароматических углеводородов и для окисления непроконвертированных малоценных остатков керогена.
Такие внутрипластовые тепловые взрывы, как правило, осуществляются в заявленной группе изобретений в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, исключая первый цикл воздействия, а также до или после проведения высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов с использованием РАВ N« П.А, имеющего температуру до 800°С.
В результате осуществления, названных выше внутрипластовых тепловых взрывов, увеличивается макропроницаемость продуктивного пласта и происходит его дополнительный нагрев.
В целом же, эти процессы сопровождаются и внутрипластовой высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизацией любых внутрипластовых углеводородов, включая кероген, или иначе - получением внутри продуктивного пласта из углеводородов нанопористых углеродных структур, которые осаждаются на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов и формируют на ней нанопористую углеродную нанопленку.
Данная нанопористая углеродная нанопленка позволяет флюидам при минимальном трении увеличить на порядки (от 10-ти до 30-ти раз) скорость их перемещения по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, преимущественно, в околоскважинном объёме продуктивного пласта и, таким образом, существенно увеличить проницаемость продуктивного пласта в объёмах продуктивного пласта, в которых присутствуют такие наноразмерные флюидопроводящие каналы, имеющие на своей внутренней поверхности такое нанопористое углеродное покрытие. Внутрипластовые тепловые взрывы исключают необходимость предварительного проведения ГРП или многостадийного ГРП для увеличения проницаемости продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев (баженовской и иных свит) на макроуровне.
Так, в результате только подготовительного теплового воздействия при естественной свободной пористости продуктивных пластов баженовской свиты, примерно, равной 6% их пористость возрастает, в среднем, на 2%.
Поверхность пор свободного порового пространства увеличивается на 30 - 35 млн. см2/м3 продуктивного пласта, а объем пор на 20-22 тыс. см3/м3.
Для сравнения многостадийный ГРП увеличивает объем свободного порового пространства продуктивного пласта, в среднем, только на 70-100 см3/м3.
Стоимость осуществления внутрипластовых тепловых взрывов при их более высокой очевидной эффективности в разы ниже стоимости проведения многостадийного ГРП.
Выполнение первого этапа обеспечивает получение максимальной трещиноватости продуктивного пласта и ее закрепление нанопроппантом, что, в целом, ведет к увеличению устойчивой проницаемости продуктивного пласта, дополнительно поддерживаемой реэнергизацией продуктивного пласта, - ростом внутрипластового давления.
После проведения описанных выше подготовительных операций первого этапа осуществляют второй этап - основное воздействие (II.) на продуктивный пласт, которое состоит из следующих последовательно выполняемых операций.
(ПЛ.) Первоначально осуществляют операцию высокотемпературного термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации газифицируемых в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти (Фиг. 10.).
Для осуществления данной операции вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°С и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду или ΠΡΑΝο 1 21 или до температуры до 593°С и трансформируется в сверхкритическую воду или ПРА Ns 2. 33.
Одновременно в блок 36 обогащения органическими соединениями наземного реактора риформинга органических соединений 37 из наземного генератора ультра-сверхкритической воды 4 поступает или ПРА N° 1 или ПРА N° 2, а из ёмкости 34 поступают органические соединения 35, преимущественно, в форме метанола, нефти (воды, насыщенной нефтью) или смеси нефти и метанола, которые трансформируются во BPA N2 2. А. 38/39. BPA N° 2. А. 38 является псевдо-ультра-сверхкритическим флюидом, а ВРА N° 2.А. 39 является псевдо-сверхкритическим флюидом. Композиционный состав BPA N° 2.А. 38/39: вода в ультра-сверхкритическом (при использовании ПРА Ν° 1) или в сверхкритическом состоянии (при использовании ПРА Ν° 2); метанол или нефть, или смесь нефти и метанола в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии.
РАВ N° II 40/41 формируется в основном в наземном реакторе риформинга органических соединений 37 за счет газификации BPA Na 2. А. Однако в некоторых случаях в силу продолжительности процесса газификации BPA N° 2. А, он может продолжаться и в НКТ 12 в процессе доставки BPA N° 2. А на забой скважины, а также в подпакерной скважинной зоне на забое 10 скважины 11.
Таким образом, в зависимости от ряда факторов процесс трансформации ВРА 2. А в РАВ Ν° II может быть завершен в наземном реакторе риформинга органических соединений 37, расположенном на дневной поверхности скважины 11 или в скважине 11 , но в непосредственной близости от её дневной поверхности и/или в скважине 1 1 в НКТ 12, и/или в подпакерной скважинной зоне на забое 10 скважины 1 1.
BP A Ns> 2. А трансформируется в РАВ N° И. 40, а ВРА Ке 2. А. 39 трансформируется в РАВ N0. П. 41. РАВ Ν« П. 40 отличается от РАВ N« П. 41 тем, что температура РАВ Ns П. 40 всегда выше температуры РАВ N°. П. 41 и, как следствие тем, что степень конверсии органических соединений в газы в РАВ JNo и 40 всегда выше степени конверсии органических соединений в газы в РАВ N2 II 41.
Далее РАВ N?. II 40/41 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра- сверхкритической воде или в сверхкритической воде на продуктивный пласт 14.
РАВ No П. используется для осуществления термохимического воздействия на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений, включая метанол и/или нефть или смесь метанола и нефти в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде.
РАВ No II является однофазным мультикомпонентным флюидом, находящимся в сверхкритическом состоянии (Т до 593°С и Р до 45 МПа) - псевдо-сверхкритическим флюидом.
Целью данного воздействия является максимально возможное увеличение степени конверсии керогена и битуминозной нефти в синтетические углеводороды, а также максимально возможное увеличение коэффициента извлечения нефти - молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов. При этом, в процессе достижения этой цели высокотемпературное термохимическое воздействие на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений решает следующие задачи:
- достижение высокой степени реэнергизации продуктивного пласта;
- увеличение проницаемости продуктивного пласта за счет создания в нём объемной и объединенной флюидопроводящей системы на микро, мезо и макроуровне;
- достижение высокой степени конверсии керогена за счет его каталитической гидропиролизации в присутствии водорода, предполагающей эффективную внутрипластовую генерацию из него (керогена) синтетических углеводородов;
- достижение максимальной степени конверсии битуминозной нефти в более легкие углеводородные фракции - молекулярная модификация крупных молекул углеводородов в более мелкие, влекущей за собой снижение интенсивности молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов на молекулярном уровне, а также десорбцию адсорбированных в керогене и в поровом пространстве продуктивного пласта метана и нефти низкопроницаемых пород, увеличение проходной толщины/сечения флюидопроводящих каналов.
В группе изобретений, выбранной в качестве наиболее близкого аналога, для донагрева и окончательного формирования композиционного состава рабочего агента на забое скважины используется экзотермическая реакция окисления органических соединений, преимущественно, метанола в сверхкритической воде в присутствии окислителя.
В результате осуществления, названной выше экзотермической реакции, температура рабочего агента на забое возрастает до требуемых технологических величин, а сам рабочий агент обогащается углекислым газом, который наряду с водой, является одним из продуктов такой реакции В заявленном способе для генерации РАВ N° И, являющегося основным рабочим агентом воздействия на продуктивные пласты, используется реакция газификации любых газифицируемых органических соединений, включая, преимущественно, метанол, а также нефть или смесь метанола и нефти, в ультра-сверхкритической и/или в сверхкритической воде, благодаря которой РАВ No II имеет более сложный и более эффективный композиционный состав, включающий помимо углекислого газа, преимущественно, водород и метан, а также и монооксид углерода, непроконвертированные остатки органических веществ и опционно наноразмерные катализаторы интенсифицирующие процессы генерации водорода и внутрипластовой конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды.
Из современного уровня развития техники известно, что метанол остается стабильным в сверхкритической воде, как минимум, до температуры 450°С, а его, практически, полная конверсия в газы требует более высоких температур - от 600 до 650°С.
Таким образом, в сверхкритической воде до ее условно предельной температуры равной 583°С, в газы конвертируется, примерно, 55 - 60% метанола, а, практически, полная конверсия метанола в газы (99% и более) завершается в интервале температур от 600 до 650°С, характерных для ультра-сверхкритической воды.
Полная конверсия других органических соединений, например, глицерина достигается при ещё более высокой температуре ультра- сверхкритической воды - 700°С.
Специалистам в данной области техники также очевидно, что реакция газификации органических соединений, в отличие от реакции окисления органических соединений, протекает в ультра-сверхкритической воде или в сверхкритической воде без присутствия окислителей, таких как, озон, кислород, пероксид водорода, воздух и др.
При этом, в заявленном способе для газификации могут быть использованы практически любые газифицируемые органические соединения, но, преимущественно, метанол.
В заявленной группе изобретений практически полная конверсия, например, метанола в газы осуществляется и, преимущественно, завершается в наземном реакторе риформинга органических соединений в среде ультра- сверхкритической воды, имеющей температуры от 600 до 650°С и давление до 45 МПа.
При этом сам реактор риформинга органических соединений в среде ультра-сверхкритической воды может располагаться, как на дневной поверхности скважины, так и в самой скважине, но в непосредственной близости от её дневной поверхности.
Используемый в заявленном изобретении процесс газификации, например, метанола или процесс риформинга, например, метанола в газы в ультра-сверхкритической воде может быть описан пятью основными химическими реакциями:
СНзОН СО + 2Н2 ДН°298 = +91.7 кДж/моль (1)
СО + ШО <=* СО2 + Н2 ΔΗ°298 = -41 кДж/моль (2)
СН3ОН + Н2О = СО2 + ЗН2 АН°298 = +50.7 кДж/моль (3)
СО + ЗН2 СН4 + Н2О ΔΗ°298 = -211 кДж/моль (4)
СО2 + 4Н2 СН4 + 2Н2О АН°298 = -223 кДж/моль (5)
Реакция риформинга метанола в ультра-сверхкритической воде (3) является суммой реакции разложения метанола (1) и реакцией конверсии водяного газа (2). Реакция (2) является незначительно экзотермической, в то время как реакции (1) и (3) являются эндотермическими.
Реакции метанизации (гидрирования) (4) и (5) являются экзотермическими.
В заявленной группе изобретений, преимущественно, используется такая организация вышеприведенных реакций, которая позволяет полностью компенсировать затраты тепла (1) экзотермической реакцией окисления (2) и гидрированием монооксида углерода (4) и углекислого газа (5) атомами водорода и даже в отдельных случаях добиваться экзотермичности процесса, в целом.
В любом случае при организации вышеприведенных реакций крайними случаями являются либо слабая эндотермичность, либо слабая экзотермичность процесса в целом.
В результате газификации метанола в ультра-сверхкритической воде в наземном реакторе риформинга органических соединений ультра- сверхкритическая вода обогащается, преимущественно, водородом (Нг) и углекислым газом (СОг), а также метаном (СН4) и монооксидом углерода (СО) и, таким образом, в заявленном изобретении на дневной поверхности скважины формируется BP A N°. 2. А, дополнительно содержащий воду и остаточный непроконвертированный метанол.
Однако, в некоторых случаях, в силу продолжительности процесса газификации ВРА N2 2.А он (процесс газификации) может продолжаться и в НКТ в процессе доставки ВРА N° 2. А на забой скважины, а также в подпакерной скважинной зоне на забое скважины.
Также в заявленном способе для усиления каталитической активности процесса газификации органических соединений в ультра-сверхкритической воде и/или в сверхкритической воде, а также для конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды может быть использован относительно недорогой катализатор в форме наночастиц оксида железа (FeO, Fe203 и Fe304) и тогда правомерно утверждать, что в заявленном способе, наравне с процессом некаталитической газификации органических соединений, используется также и процесс каталитической газификации органических соединений, который позволяет снижать величину энергии активации и достигать той же степени полноты конверсии органических соединений в газы, обогащенные водородом при более низкой температуре. Так, например, при каталитической газификации глицерина высокая степень его конверсии достигается уже при 550°С, в то же время для достижения той же степени его конверсии без применения катализатора (например, Fe304) возможно только при более высокой температуре - 700-800°С.
В заявленной группе изобретении для формирования РАВ N« II используется ультра-сверхкритическая вода, преимущественно, в температурном интервале от 600 до 650°С, а продолжительность процесса газификации для достижения, практически, полной конверсии метанола (от 93,3 до 99,7%) при таких температурах составляет от 7-8 до 40-50 секунд. С увеличением продолжительности процесса газификации с 7-8 до 40-50 секунд объемная доля выхода водорода уменьшается, а объемные доли выхода углекислого газа и метана возрастают, что объясняется активизацией реакций метанизации (4) и (5), спустя 7-8 секунд после начала процесса риформинга метанола.
При снижении концентрации метанола в ультра-сверхкритической воде при его газификации с 50 мае. % до 5 мае. % объемная доля выхода водорода возрастает, а объемные доли выхода углекислого газа и метана уменьшаются.
В случае использования реактора риформинга органических соединений, изготовленного из нержавеющей стали SS316, степень конверсии метанола при его концентрации 26,6 мае. % не превышает 50-55% и РАВ N. II композиционно состоит из воды, водорода, углекислого газа, метана, монооксида углерода и остаточного метанола.
В случае использования реактора риформинга органических соединений, изготовленного из сплава INCONEL 625, достигается, практически, полная конверсия метанола (концентрация метанола: 26,6 мае. %) и при этом, если внутренняя поверхность реактора риформинга органических соединений перед началом процесса газификации метанола была окислена пероксидом водорода (3 масс. %), то это позволяет достичь максимального объемного долевого выхода водорода и снизить объемный долевой выход углекислого газа и метана.
В этом случае при степени конверсии метанола, равной 97,5% композиционный состав РАВ N° II имеет следующий состав:
водород, - 71,9 об. %;
углекислый газ, - 24,4 об. %;
монооксид углерода, - 0,8 об. %;
метан, - 0,4 об. %; метанол, - 2,5 об. % и
вода-остальное
Если внутренняя поверхность реактора риформинга органических соединений (концентрация метанола 26,6 мае. %) перед началом процесса газификации метанола не была окислена пероксидом водорода (3 масс. %), то при степени конверсии метанола равной 93,3% снижается, как объемный долевой выход водорода, так и объемный долевой выход углекислого газа, а объемный долевой выход монооксида углерода повышается.
В этом случае композиционный состав РАВ Ns II имеет следующий вид:
водород, - 66,3 об. %;
углекислый газ, - 22,7 об. %;
монооксид углерода, - 4 об. %; метан - 0,3 об. %;
метанол - 0,7 об. %
вода-остальное
В случае использования реактора риформинга органических соединений (концентрация метанола 26,6 мае. %), изготовленного из чистого никеля, необходимость в предварительном окислении внутренней поверхности реактора риформинга органических соединений пероксидом водорода (3 мае. %) до начала процесса газификации метанола отпадает и при этом достигается, практически, полная конверсия метанола (99,7%), характеризующаяся, как относительно высоким объемным долевым выходом водорода, так и высоким объемным долевым выходом углекислого газа и метана.
В этом случае композиционный состав РАВ Ν» II имеет следующий вид:
Водород - 53 об. %;
углекислый газ - 23 об. %;
монооксид углерода - 0,7 об. %;
метан - 23 об. %;
метанол - 0,3 об. %
вода остальное
В случае использования реактора риформинга органических соединений, изготовленного из сплава никеля с медью, достигается, практически, полная конверсия метанола, сопровождающаяся высоким выходом водорода и за счет подавления реакций метанизации (гидрирования) (4) и (5) пренебрежительно низким выходом метана и монооксида углерода.
Так, в результате осуществления риформинга метанола в ультра- сверхкритической воде при температуре 600°С и концентрации метанола 10 мае. % в реакторе риформинга органических соединений, изготовленного из сплава никеля и меди, композиционный состав РАВ N° II имеет следующий вид:
2,7 моль водорода/моль метанола;
0,87 моль углекислого газа/моль метанола;
0,08 моль монооксида углерода/моль метанола;
Вода остальное
Для увеличения выхода водорода в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду может быть добавлен гидрооксид натрия (NaOH) или наночастицы никеля (Ni), в качестве катализатора или их смесь.
Добавка наночастиц никеля увеличивает выход водорода, а добавка гидрооксида натрия увеличивает избирательность процесса газификации в пользу увеличения выхода водорода.
Наиболее эффективной является добавление в среду реакции смеси гидрооксида натрия (1,68 мае. %) и наночастиц никеля (3,34 мае. %), что позволяет достичь выхода водорода равного 4,65 моль водорода на 1 кг газифицируемого органического вещества.
Также в заявленной группе изобретений для увеличения выхода водорода используется и другой малотоксичный щелочной катализатор, - карбонат калия (К2СОз).
Другой эффективной добавкой, повышающий выход водорода может быть муравьиная кислота (СН202). При добавке 6 мае. % муравьиной кислоты в среду реакции, максимальный выход водорода составляет до 10 и более моль на 1 кг газифицируемого органического вещества.
В заявленном способе для генерации водорода может быть использован процесс газификации нефти в ультра-сверхкритической воде (Т от 593°С до 650°С и Р до 45 МПа) и в сверхкритической воде (Т от 500 до 593°С и Р до 45 МПа). При этом, при температуре 500°С, давлении 45 МПа и в присутствии катализатора, - гидроксида калия (КОН) за 190-220 секунд достигается, практически, полная конверсия нефти (97-98%) в газы:
а) водород,
б) метан,
в) диоксид углерода,
г) монооксид углерода
д) остаточная не конвертированная нефть.
Наибольший выход молярной фракции водорода достигается за 190 секунд при температуре, - 500°С и составляет 78 %.
При концентрации катализатора, - гидроксида калия 200 мг/литр (5 масс. %), монооксид углерода в составе газовой смеси, практически, отсутствует (менее 1 масс. %).
С увеличением температуры от 500 до 650°С реакции метанизации ускоряются, и молярная фракция водорода в газовой смеси снижается с 78 % до 34 % (190 секунд).
В то же время молярная фракция метана возрастает с 1 1 до 38 % (190 секунд), как и молярная фракция диоксида углерода увеличивается с 12 до 30 % (190 секунд).
Таким образом, для генерации водорода при газификации нефти (в отличие от газификации метанола) более предпочтительной и оптимальной является сверхкритическая водная среда, имеющая температуру 500°С, чем ультра-сверхкритическая водная среда, имеющая температуру от 600 до 650°С более подходящая для газификации метанола.
Использование процесса газификации нефти позволяет экономически эффективно утилизировать пластовую воду, насыщенную остаточной нефтью и, таким образом, использовать на промысле менее совершенные и менее дорогостоящие системы/установки водоочистки и обезвоживания нефти.
В заявленном способе для генерации водорода может быть использован процесс газификации смеси нефти и метанола.
Использование смеси нефти и метанола, концентрация которого составляет 200 мг/литр сверхкритической воды позволяет осуществлять газификацию нефти и метанола (как соокислителя) при более низкой температуре, - 440°С. При этом концентрация нефти достигает 40000 мг/литр воды в сверхкритическом состоянии.
Продолжительность данного процесса газификации смеси нефти и метанола составляет от 15 до 20 минут, а степень конверсии соответственно составляет от 80 (15 минут) до 90,3% (20 минут).
Через 5 минут после начала процесса газификации степень конверсии уже достигает 70%. В силу продолжительности такого низкотемпературного процесса газификации смеси нефти и метанола процесс осуществляется, как в реакторе риформинга органических соединений, так и в НКТ с теплоизоляцией в продолжении всего времени доставки рабочего агента воздействия П. с дневной поверхности на забой скважины, а также, возможно, и в подпакерном объеме на забое скважины.
В процессе реализации заявленного способа газифицируется и глицерин. Степень конверсии глицерина (концентрация глицерина: 3 масс. %) в сверхкритической воде до 600°С очень низкая, а полная конверсия глицерина осуществляется в ультра-сверхкритической воде без катализаторов при температуре около 700°С.
Продолжительность процесса газификации глицерина, - от 1 секунды до нескольких десятков секунд и при этом величина давления в интервале от 5 до 45 МПа, особого влияния на эффективность и степень полноты конверсии не оказывает. С ростом температуры увеличивается выход водорода и диоксида углерода; содержание монооксида углерода снижается, а количество метана остается на неизменном уровне.
При концентрации глицерина более 10 масс. % эффективность конверсии снижается и при этом снижается и удельный выход водорода.
В процессе газификации органических соединений в реакторе риформинга органических соединений и/или в НКТ и/или в подпакерном объеме на забое скважины выход водорода и метана увеличивается с увеличением продолжительности процесса газификации и, так как в заявленном способе продолжительность процесса доставки на забой ВРА N° 2. А. с дневной поверхности скважины составляет несколько минут (в зависимости от объема инжектирования РАВ П. в продуктивный пласт), то заявленный способ обеспечивает максимальный выход, как водорода, так и метана в результате газификации любых органических соединений.
Используемый РАВ Ν° II имеет постоянный базовый композиционный состав: вода, сингаз (сингаз: водород, метан, диоксид углерода, монооксид углерода) и остаточные непроконвертированные органические соединения, включая метанол и/или нефть, который может достаточно гибко изменяться лишь на количественном уровне массовых (мае. %) и объемных долей (об. %), входящих в него компонентов, температуры (Т от 380 до 570°С на забое скважины) и давления от 23 МПа до 45 МПа.
После завершения высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивные пласты на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений и соответствующего завершения инжектирования в продуктивный пласт РАВ N° II, может быть начато осуществление высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивные пласты на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов за счет инжектирования в продуктивный пласт РАВ Ν° П.А. \(II.2.) Осуществление высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов (Фиг. 1 1.).
Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры не менее 593°С, но, как правило, до температуры не более 500°С и трансформируется в сверхкритическую воду или ПРА JVa 2. 33.
Одновременно в блок 36 обогащения органическими соединениями наземного реактора риформинга 37 органических соединений из ёмкости 34 поступают органические соединения 35, преимущественно, в форме метанола.
В блоке 36 и непосредственно в самом реакторе риформинга 37 органических соединений ПРА N2 2. 33 смешивается с органическими соединениями 35 и, таким образом, формируется ВРА N° 2.Б. 42, который далее доставляется на забой 10 скважины 11 по НКТ 12.
Параллельно в безмуфтовую трубу 25 из ёмкости 29 поступает окислитель или ПРА Ν» 5 30. В процессе доставки ПРА Ν° 5 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ПРА Ν° 5 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА Ν2 5 трансформируется во ВРА Ne 5. А. 31, который является окислителем в форме кислорода, озона, перекиси водорода или воздуха, но, преимущественно, в форме перекиси водорода.
РАВ Ν» П.А. 43 формируется на забое скважины за счет осуществления экзотермической реакции окисления метанола содержащегося в ВРА N° 2. Б в сверхкритической воде в присутствии ВРА N2 5. А, в результате которой происходит, практически, полное окисление метанола, донагрев ВРА N 2. Б. и его обогащение углекислым газом, что означает его трансформацию в РАВ Лз II. А. 43.
Далее РАВ N° И. А. инжектируется в продуктивный пласт 14 и используется для воздействия на продуктивный пласт 14 путём частичной и непродолжительной газификации внутрипластовых углеводородов
Использование РАВ П.А обеспечивает осуществление высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации любых углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, включая нефть низкопроницаемых пород, битуминозную нефть и кероген.
Внутрипластовая газификация углеводородов используется, как для целенаправленной внутрипластовой генерации водорода и иных газов, так и для достижения более высокой степени проницаемости продуктивного пласта и более высокой степени реэнергизации продуктивного пласта за счет осуществления интенсивной внутрипластовой генерации легких углеводородов в жидкой форме, газообразных углеводородов С1-С4, а также иных газов: углекислого газа (СО2), монооксида углерода (СО) и водорода (Н2), находящихся в продуктивном пласте в сверхкритическом состоянии.
Названные выше газы являются синтетическим газом (сингаз).
Сгенерированные в продуктивном пласте легкие жидкие углеводороды, газообразные углеводороды С1-С4 и углекислый газ (а также углекислый газ, сгенерированный на забое скважины), являются прекрасными углеводородными растворителями, находящимися в сверхкритическом состоянии и уменьшающими вязкость и плотность нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, а сгенерированный водород дополнительно повышает величину степени конверсии керогена и битуминозной нефти в синтетические углеводороды - интенсифицирует процесс частичного облагораживания внутрипластовых углеводородов (гидрокрекинг) Сгенерированные в результате частичной внутрипластовой газификации углеводородов газы, в целом, создают мощный флюидонапорный режим, проявляющий себя в повышении внутрипластового давления - дополнительной реэнергизации продуктивного пласта, а также ведущий к росту проницаемости продуктивного пласта.
Данное воздействие на продуктивный пласт применяется кратковременно, преимущественно перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта и в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго.
При этом интенсивность воздействия на продуктивный пласт в начале каждого нового цикла и, исключая первый цикл, всегда выше степениинтенсивности воздействия с использованием РАВ N° П.А перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта и такое воздействие, по сути, является термическим гидроуглекислотным разрывом продуктивного пласта (ТГУРПП), так как РАВ N° П.А. имеет высокую температуру (до 800°С) и композиционно, преимущественно, состоит из воды и углекислого газа, являясь, таким образом, псевдо-ультра- сверхкритическим флюидом.
В случае нехватки попутного нефтяного газа частичная внутрипластовая газификация углеводородов также может использоваться и для увеличения объемов внутрипластовой генерации сингаза, который является альтернативным и эффективным топливом для наземного генератора ультра-сверхкритической воды.
Крупные молекулы углеводородов, перемещаемые по флюидопроводящим каналам продуктивного пласта мощным флюидонапорным режимом, в процессе отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, при прохождении через наноразмерную неорганическую/минеральную матрицу продуктивного пласта также подвергаются и частичному механическому дроблению; длинные цепочки углеводородов (например, асфальтены) в результате теплового и такого механического воздействия дробятся - становятся короче, и их становится больше.
Также высокотемпературное термохимическое воздействие на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов в заявленной группе изобретений используется для повышения степени извлечения углеводородов из внутрипластовых пор типа «чернильница», при котором неизвлекаемые жидкие углеводороды, содержащиеся во внутрипластовых порах типа «чернильница», подвергаясь внутрипластовой газификации, трансформируются в извлекаемый синтетический газ, состоящий, преимущественно, из водорода, метана, диоксида углерода и монооксида углерода.
Помимо названных выше целей применения, внутрипластовая газификация углеводородов используется также и для газификации неподвижных и неизвлекаемых тяжелых нефтяных остатков (In-Situ Residual Oil Gasification), в результате чего внутри пласта генерируется сингаз, который может в случае извлечения его на дневную поверхность скважины использоваться как топливо для наземного генератора ультра- сверхкритической воды или, если сингаз остается в продуктивном пласте, то он используется для внутрипластового частичного облагораживания углеводородов (гидрокрекинг) за счет утилизации водорода, содержащегося в сингазе, который сгенерирован в продуктивном пласте из тяжелых нефтяных остатков путем их внутрипластовой газификации.
Более того внутрипластовая газификация тяжелых нефтяных остатков позволяет увеличивать проницаемость продуктивного пласта за счет увеличения толщины флюидопроводящих каналов, - превращения в подвижный и извлекаемый сингаз, адсорбированных на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов неподвижных тяжелых нефтяцых остатков, - крупных молекул углеводородов.
Для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов в заявленной группе изобретений используется РАВ N° П. А, который окончательно формируется на забое скважины в её подпакерном объёме и имеет температуру до 800°С.
При этом затрубное пространство скважины в зоне её подпакерного объёма также прогревается до температуры не менее 600-650°С, что позволяет создать в затрубном пространстве скважины такие температурные условия, при которых в случае присутствия в этом затрубном пространстве скважины жидких углеводородов осуществляется сначала процесс их коксования, а затем и карбонизации.
При условии того, что в силу присутствия в продуктивном пласте аномально высокого пластового давления, которое в заявленной группе изобретений всегда выше гидростатического на 2-3 МПа, затрубный флюид, содержащий углеводороды под действием такого аномально высокого затрубного давления всегда будет перемещаться в затрубном пространстве скважины в одном направлении, - снизу вверх и, таким образом, в присутствии в затрубном пространстве скважины высокой температуры через некоторое время произойдет кольматация флюидопроводящих каналов затрубного пространства скважины продуктами коксообразования углеводородов.
Таким образом, описанные выше процессы коксования жидких углеводородов во флюидопроводящих каналах затрубного пространства скважины под действием высокой температуры от 600°С до 650°С и в результате использования РАВ N_> П.А. наравне с использованием высокотемпературного пакера затрубного пространства 16 (фиг. 1 1.) используются для формирования в затрубном скважинном пространстве надежного изоляционного экрана, предупреждающего межпластовые затрубные перетоки внутрипластовых флюидов.
В процессе осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов при температуре РАВ Я° П.А. равной 750°С - 800°С в наноразмерных флюидопроводящих каналах также реализуется процесс внутрипластовой высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизации внутрипластовых углеводородов, включая кероген, получением внутри продуктивного пласта из углеводородов нанопористых углеродных структур, которые осаждаются и формируют на внутренней поверхности флюидопроводящих каналов нанопористую углеродную нанопленку, позволяющую флюидам при минимальном трении увеличить на порядки скорость их перемещения по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам, что, в целом, ведет к росту КИН и увеличению объёма отбора высокотехнологичной нефти из продуктивного пласта.
(III Л Осуществление воздействий на продуктивный пласт в режиме «Дополнительное воздействие» в рамках этапа «Основное воздействие».
(III.1.) Осуществление термокаталитического воздействия (Фиг. 12.). Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра-сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°С и трансформируется в ультра- сверхкритическую воду 21 или ПРА JSfs 1. 21.
В процессе доставки ПРА N° 1 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по НКТ 12 при неизменном давлении температура ПРА Ν° 1 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ПРА Ν° 1 трансформируется во ВРА Ns LA. 22, который является чистой водой, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 375 до 593°С и Р до 45 МПа; энтальпия (h) - 3274,2 кДж/кг; плотность (р) - 146 кг/м3).
Одновременно из ёмкости 44 в безмуфтовую трубу 25 поступает холодная вода, насыщенная наноразмерным катализатором 45 (в молекулярной или ионной форме) или ПРА N° 4. 45.
В процессе доставки ПРА j 4 с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 по безмуфтовой трубе 25 при неизменном давлении температура ПРА Ne 4 повышается, а плотность понижается и, таким образом, ПРА N<> 4 трансформируется во ВРА Na 4.А. 46, который является чистой водой, имеющей высокую температуру и, находящейся в докритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенной наноразмерными катализаторами.
РАВ N° IV. 47 формируется на забое 10 скважины 11 за счет смешения ВРА No 1.А и ВРА N. 4.А. Далее РАВ N2 IV. 47 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления термокаталитического воздействия на продуктивный пласт 14.
Термокаталитическое воздействие на продуктивный пласт с использованием РАВ Jvfe IV является частью основного воздействия на продуктивный пласт с использованием РАВ N° И.
Продолжительность термокаталитического воздействия составляет от нескольких часов до нескольких суток.
Для осуществления термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт используется РАВ N« IV, который, является высокотемпературным, либо ненасыщенным коллоидным раствором, содержащим наноразмерный катализатор с размерами частиц металлов или их оксидов, преимущественно, имеющих размер, от 5 до 100 нм, либо истинным - гомогенным раствором, преимущественно, содержащим нанокатализатор в молекулярной форме с размерами молекул < 5 нм, например, ацетил ацетонат железа (С^Нг^еОб) или нанокатализатор в ионной форме, например, ион меди, имеющий размер 77пикометров (пм/рт).
Наноразмерными катализаторами конверсии керогена, используемыми в заявленной группе изобретений, являются, преимущественно, хлориды переходных металлов, например, хлориды железа (FeC , FeC ), хлориды меди (CuCl, CuCb), хлорид никеля (N1CI2) и др, но, преимущественно, хлорид меди (СиСЬ)
Выбор катализаторов очень широк и в зависимости от характеристик пласта (ФЕС) и содержащихся в нем углеводородов, может быть осуществлен их индивидуальный подбор к каждому отдельному месторождению или залежи.
Используемые в каталитическом воздействии на продуктивный пласт, катализаторы:
- ускоряют инициацию внутрипластовых процессов молекулярной модификации углеводородов;
- снижают энергетический порог активации этих процессов;
- повышают эффективность и полноту молекулярных преобразований, примерно, на 10-40%;
- сокращают процессы преобразований углеводородов во времени; примерно, на 10-60°С понижают температуру таких процессов молекулярной модификации/крекинга углеводородов в продуктивном пласте.
(III.2.) Осуществление водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта (Фиг. 13.).
Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°С и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА N° 1. 21. Далее ультра-сверхкритическая вода 21 или ПРА Ν° 1 поступает в реактор окисления 48, куда одновременно из ёмкости 49 поступает насыщенный коллоидный раствор холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси 50.
В реакторе окисления 48 осуществляется экзотермическая реакция окисления алюминия и/или цинка и/или железа и/или их смеси, в результате которой выделяется водород и тепло, а частицы алюминия и/или цинка, и/или железа трансформируются в наночастицы оксида алюминия и/или цинка и/или железа, и/или их смеси и, таким образом, в реакторе окисления 48 формируется BP А 1.Б. 51, который является псевдо-ультра- сверхкритическим флюидом, состоящим из ультра-сверхкритической воды, водорода и насыщенный нанчастицами оксида алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси.
В процессе доставки ВРА N<> 1.Б с дневной поверхности скважины 11 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ВРА N° 1.Б понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА 1.Б трансформируется в РАВ N° LB. 52 и является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или железа, и/или их смеси, являющимися, как катализатором в форме наночастиц, так и нанопроппантом, расклинивающим трещины и, препятствующим компакции продуктивного пласта 14 в процессе отбора из него углеводородов.
РАВ j\° LB инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта на продуктивный пласт 14. РАВ N° LB. используется для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта и формируется на забое скважины. Водородно-термо- каталитическое воздействие на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта осуществляется для:
-повышения эффективности и увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды с меньшей молекулярной массой за счет внесения в продуктивный пласт водорода и наноразмерных катализаторов в форме твердых частиц оксидов металлов, преимущественно, алюминия (АЬОз), цинка (ZnO) и железа (FeO, Fe203 и Рез04);
-закрепления наноразмерных флюидопроводящих каналов продуктивного пласта за счет внесения в продуктивный пласт твердых наноразмерных частиц оксидов металлов, преимущественно, алюминия
(AI2O3), цинка (ZnO) и железа (FeO, Fe203 и Рез04), являющихся одновременно и нанопроппантом, расклинивающим наноразмерные флюидопроводящие каналы и предупреждающие их нанокомпакцию.
В результате интенсифицируется естественная трещиноватость и образуется новая трещиноватость, которая закрепляется в зависимости от степени интенсивности осуществленных внутрипластовых тепловых взрывов либо наноразмерными частицами оксида алюминия (высокая интенсивность внутрипластовых тепловых взрывов с образованием сверх-широкйх макротрещин до 1000 нм), либо наноразмерными частицами оксида цинка (низкая интенсивность внутрипластовых тепловых взрывов с образованием умеренных по ширине макротрещин до 200 нм).
Присутствие твердых наночастиц оксида алюминия и/или оксида цинка в наноразмерных флюидопроводящих каналах предупреждает и замедляет нанокомпакцию продуктивного пласта в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов (деэнергизация продуктивного пласта) в режиме фонтанирования.
Продолжительность водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта в форме, преимущественно, наноразмерных частиц оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа составляет от нескольких часов до нескольких суток.
Помимо алюминия, цинка и железа для осуществления водородно- каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта могут быть использованы также церий/оксиды церия, цирконий/оксиды циркония, вольфрам/оксиды вольфрама и ряд других металлов. В заявленном способе синтез наночастиц оксидов металлов (алюминий, цинк, железо и др.) осуществляется в реакторе окисления органических и неорганических соединений технологического комплекса.
(III.3.) Осуществление термо-гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт. (Фиг. 14.).
Вода 1 поступает в установку подготовки воды 2, после чего подготовленная вода 3 поступает в наземный генератор ультра- сверхкритической воды 4, где нагревается до температуры от 593 до 650°С и трансформируется в ультра-сверхкритическую воду 21 или ПРА Ns 1 . 21.
Далее ультра-сверхкритическая вода 21 или ПРА N° 1. 21. подается в смеситель 63, куда одновременно из ёмкости 64 подается окислитель 65 или ПРА J S 5. 65. Затем ультра-сверхкритическая вода 21 , насыщенная окислителем 65 или псевдо-ультра-сверхкритический флюид 68 из смесителя 63 подается в реактор окисления 48.
Одновременно в реактор окисления 48 из ёмкости 69 подается нефть или метанол, или смесь нефти и метанола 67.
В результате осуществления в реакторе окисления 48 экзотермической реакции окисления нефти или метанола, или смеси нефти и метанола 67 в псевдо-ультра-сверхкритическом флюиде 68 формируется ВРА N° 1.В. 70.
В процессе доставки ВРА 34° 1.В. 70 с дневной поверхности скважины 1 1 на ее забой 10 при неизменном давлении температура ВРА Ns? 1.Б. 70 понижается, а плотность возрастает и, таким образом, ВРА N-> 1.Б. 70 трансформируется в РАВ Ν» Ι.Γ. 71 и является водой в сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода и остаточными нефтью или метанолом или смесью остаточных нефти и метанола или псевдо- сверхкритическим флюидом, состоящим из воды, диоксида углерода, а также остаточной нефти или метанола, или смеси остаточной нефти и остаточного метанола 71. РАВ Ν° Ι.Γ, 71 инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия с использованием нанопроппанта на продуктивный пласт 14.
РАВ No Ι.Γ. 71 используется для осуществления термо- гидроуглекислотного воздействия на продуктивный пласт.
После завершения инжектирования в продуктивный пласт РАВ Ns II или РАВ No И.А, или иных дополнительных воздействий, названных выше, начинается процесс отбора (этап IV.) молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта через зоны продуктивного пласта с измененной повышенной проницаемостью в режиме фонтанирования скважины с дополнительным облагораживанием отбираемых углеводородов в НКТ, размещенных в скважине, в процессе доставки отобранных из продуктивного пласта углеводородов с забоя скважины на её дневную поверхность.
(IV.) Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования является таким же самым воздействием на продуктивный пласт, как, например, инжектирование в него РАВ, используемых в заявленном способе заявленного изобретения.
В ходе инжектирования в продуктивный пласт РАВ осуществляется реэнергизация продуктивного пласта, а в ходе отбора из продуктивного пласта углеводородов в режиме фонтанирования осуществляется процесс его деэнергизации. Однако, как в первом, так и во втором случае, впродуктивном пласте осуществляются разнонаправленные процессы, связанные с увеличением и уменьшением проницаемости продуктивного пласта.
Разница заключается лишь в том, что в процессе инжектирования РАВ в продуктивный пласт доминирующим процессом является процесс увеличения проницаемости продуктивного пласта, а процесс уменьшения проницаемости является подчиненным процессом и при этом проницаемость на микро и мезоуровнях уменьшается, а на макроуровне проницаемость продуктивного пласта увеличивается.
В процессе же отбора углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования доминирующим является процесс уменьшения проницаемости за счет компакции продуктивного пласта, преимущественно, в зонах связанных/открытых флюидопроводящих каналов - уменьшением их толщины, а процесс увеличения проницаемости является подчиненным и при этом уменьшение проницаемости происходит, преимущественно, на макроуровне, в то время как, её увеличение происходит, напротив, на микро и мезоуровнях, преимущественно, за счет увеличения объема естественных и формирования новых не связанных/изолированных микро и мезоразмерных флюидопроводящих каналов/пор.
В любом случае процесс компакции продуктивного пласта связан с уменьшением давления в наноразмерных флюидопроводящих каналах, включая естественные трещины, и является негативным явлением.
Одной из отличительных особенностей заявленного способа является то, что для предупреждения его компакции используются два основных технологических приёма:
- инжектирование в продуктивный пласт в составе РАВ N° III. А и РАВ N° I.B нанопроппанта (каталитического нанопроппанта) в форме наночастиц, преимущественно, оксида алюминия и/или оксида цинка, и/или оксида железа, и/или их смеси для расклинивания наноразмерных флюидопроводящих каналов;
- прекращение осуществления отбора углеводородов из продуктивного пласта в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта будет понижено до уровня его превышения над гидростатическим давлением на 2-3 МПа.
Например, продуктивный пласт баженовской свиты находится на глубине 3000 метров. Гидростатическое давление равно, примерно, 30 МПа.
В результате осуществления воздействия на продуктивный пласт заявленным способом и его реэнергизации внутрипластовое давление продуктивного пласта во внутрипластовой реторте было повышено до 45 МПа.
Процесс отбора углеводородов из внутрипластовой реторты продуктивного пласта завершается, когда скважина ещё продолжает фонтанировать, но внутрипластовое давление во внутрипластовой реторте продуктивного пласта понизилось, например, до 32 МПа.
Такой подход, используемый при реализации заявленного способа, позволяет предупредить тотальную компакцию продуктивного пласта, его энергетическое истощение и, как следствие, катастрофическое уменьшение его проницаемости до уровня ниже уровня естественной проницаемости в присутствии аномально высокого пластового давления, характерного для продуктивных пластов баженовской свиты и, являющегося следствием внутрипластовой генерации углеводородов из керогена в процессе катагенеза, низкой естественной проницаемости продуктивного пласта и, как следствие, удержания значительного количества, как жидких, так и газообразных углеводородов самим продуктивным пластом.
Весьма существенно, что при реализации заявленного способа процесс частичного облагораживания углеводородов не завершается после того, как молекулярно модифицированные и уже частично облагороженные внутри продуктивного пласта углеводороды покинут продуктивный пласт.
Процесс их дальнейшего дополнительного частичного облагораживания продолжается и в ходе их доставки с забоя скважины на её дневную поверхность по продуктопроводу скважинной конфигурации «труба в трубе».
В данном случае скважинная конфигурация «труба в трубе» - НКТ с размещенной внутри коаксиально безмуфтовой трубой, является проточным реактором трубчатого типа длинной от 100 до 4000 метров, в котором продолжает осуществляться дополнительное частичное облагораживание отобранных из продуктивного пласта углеводородов в сверхкритической воде в присутствии водорода, углекислого газа, углеводородных растворителей и наноразмерных катализаторов в молекулярной или ионной форме.
Продолжение процесса частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и уже частично облагороженных в продуктивном пласте углеводородов в сверхкритической воде, водном сверхкритическом флюиде или псевдо-сверхкритическом флюиде реализуется за счет осуществления:
- крекинга углеводородов в сверхкритической воде;
- каталитического крекинга углеводородов в сверхкритической воде в присутствии наноразмерных катализаторов, преимущественно, в молекулярной и ионной форме;
- гидрокрекинга углеводородов в сверхкритической воде в присутствии водорода, а также в присутствии диоксида углерода и углеводородных растворителей в скважине в НКТ в процессе доставки, подвергаемых дополнительному частичному облагораживанию углеводородов, с забоя скважины на её дневную поверхность по НКТ с использованием РАВ N° I.A, РАВ N° I.B, РАВ Ν° I. и РАВ N° IV, которые доставляются на забой скважины по безмуфтовой трубе.
Для осуществления дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на её дневную поверхность углеводородов используются четыре типа РАВ и, соответственно, четыре воздействия, результатом которых является дополнительное необратимое снижение плотности и вязкости, подвергнутых воздействию углеводородов, снижения в них концентрации гетероатомов серы, азота, никеля и ванадия, а также подавление процесса полимеризации асфальтенов - коксообразования.
Инжектирование, названных выше РАВ в НКТ (проточный реактор трубчатого типа) и/или в подпакерную зону скважины на забое скважины может осуществляться в двух режимах: в режиме продолжительного инжектирования РАВ и в режиме пульсирующего/периодического инжектирования РАВ.
Описанный выше приём частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на её дневную поверхность углеводородов может использоваться отдельно и независимо без обязательного предварительного осуществления термического и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт, например, без использования заявленного теплового или термохимического воздействия на продуктивный пласт.
Без теплового и/или термохимического воздействия на продуктивный пласт частичное облагораживание отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на её дневную поверхность углеводородов может осуществляться в процессе добычи, например, глубокозалегаемых природных битумов и тяжелых нефтей, самостоятельно покидающих продуктивный пласт в силу присутствия в продуктивном пласте высокой температуры, временно/обратимо снижающей вязкость тяжелых углеводородов и, обеспечивающей их некоторую подвижность и давление, как минимум, превосходящее по своей величине гидростатическое давление.
Проточный реактор трубчатого типа, как часть технологического комплекса, также может быть установлен в скважине, из которой отбор углеводородов, по тем или иным причинам, не осуществляется. Установленный в такой скважине проточный реактор трубчатого типа используется в заявленной группе изобретений для дополнительного частичного облагораживания углеводородов, отбираемых из соседних добывающих скважин.
Использование облагораживания отобранных из продуктивного пласта и доставляемых с забоя скважины на её дневную поверхность углеводородов имеет ещё один положительный аспект, который заключается в том, что в результате дополнительного нагрева плотность доставляемого и частично облагораживаемого в НКТ псевдо-флюида, находящегося в сверхкритическом или субкритическом состоянии понижается, а объём возрастает так, что, в конечном итоге, понижает гидростатическое противодавление в НКТ, что в целом, может расцениваться, как осуществление управляемой депрессии на продуктивный пласт, а это повышает эффективность отбора углеводородов и по своей сущности схоже с применением эрлифта при отборе углеводородов.
В процессе использования РАВ Ν° II и в результате осуществления частичной газификации внутрипластовых углеводородов в продуктивном пласте образуется молекулярный, но, преимущественно, атомарный/активный водород, некоторая часть которого не успевает утилизироваться в самом продуктивном пласте и покидает продуктивный пласт в составе отбираемых из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов; процесс гидрирования/гидрогенизации углеводородов продолжается и за пределами продуктивного пласта, - в скважине, в НКТ.
В процессе дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, - молекулярно модифицированных или молекулярно не модифицированных, частично облагороженных в продуктивном пласте или частично не облагороженных в продуктивном пласте, осуществляется не в нанопористой/нанопроницаемой минеральной матрице продуктивного пласта, а в НКТ - проточном трубчатом реакторе.
В этом случае фактор размера частиц катализатора перестает играть существенную роль и, поэтому в случае осуществления дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта углеводородов, в НКТ могут быть использованы катализаторы конверсии углеводородов не только в молекулярной и ионной форме, но также и в форме наноразмерных (нм) или даже микроразмерных (мкм) частиц металлов, оксидов металлов, солей металлов и т.д., например, дисульфида молибдена (MoS2), который может быть использован так же и в сочетании, например, с оксидом алюминия (А120з) или сульфидом кадмия (CdS) для повышения каталитической активности и скорости генерации водорода для гидрокрекинга (гидрирование/гидрогенизации углеводородов).
По безмуфтовой трубе на забой скважины может доставляться сверхкритическая вода, которая ближе к дневной поверхности скважины является П А N° 1. (ультра-сверхкритическая вода), а после доставки на забой скважины трансформируется в РАВ Νί> LA, температура которого, практически, приближена к ультра-сверхкритической воде, имеющей температуру до 593 °С. ''
В этом случае разница температур между температурой поверхности безмуфтовой трубы и температурой отобранного из продуктивного пласта псевдо-сверхкритического флюида, находящегося в НКТ, составляет от 150 до 200°С.
И это явление является причиной того, что на всей внешней поверхности безмуфтовой трубы, расположенной коаксиально внутри НКТ, образуются пузырьки.
Так как отбираемый из продуктивного пласта псевдо- сверхкритический флюид находится под давлением, то, образуемые в результате значительной разницы температур и вскипания на поверхности безмуфтовой трубы псевдо-сверхкритического флюида, пузырьки под действием давления со временем саморазрушаются, генерируя разнонаправленные взрывные волны, и при этом в псевдо-сверхкритической среде образуются множественные кратковременные локальные очаги псевдо- ультра-сверхкритического флюида, имеющего температуру достаточную для осуществления частичной газификации органических соединений в данном конкретном случае в НКТ, которые, опять же, в данном конкретном случае функционально являются ещё и трубчатом проточном реактором частичной газификации органических соединений.
В результате этого процесса частичной газификации органических соединений в НКТ образуются газы, включая водород, который расходуется на осуществление процесса гидрокрекинга углеводородов в псевдо- сверхкритическом флюиде в НКТ.
В случае поддержания в НКТ постоянного давления при повышении температуры и насыщении, отобранного из продуктивного пласта псевдо- сверхкритического флюида, сингазом (Н2, СОз, СНЦ и СО) плотность его понижается и, таким образом, эффективность процесса отбора углеводородов из продуктивного пласта и доставка их с забоя скважины на дневную поверхность повышается, а тепловые транспортные потери в силу присутствия в псевдо-сверхкритическом флюиде, названных выше газов, уменьшаются.
(IV.1.) Осуществление воздействия при осуществлении этапа «Отбор углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием» (Фиг. 15.)
Углеводороды 53 из продуктивного пласта 14 поступают на забой 10 скважины 1 1 и далее в НКТ.
Одновременно по безмуфтовой трубе 25 на забой 10 скважины И поступает один из рабочих агентов воздействия (РАВ N° I.A., РАВ N° I.B., РАВ N° П., РАВ N° IV. и РАВ Ν° Ι.Γ.) 54 при этом нижний срез безмуфтовой трубы 25 находится выше нижнего среза НКТ 12 на 500 метров.
Далее один из четырех рабочих агентов 54 в зоне 55 НКТ 12 смешивается с углеводородами 53 и, таким образом, образуется псевдо- сверхкритический флюид 56, который в процессе его доставки на дневную поверхность скважины 1 1 по НКТ 12 подвергается дополнительному частичному облагораживанию.
Безмуфтовая труба 25 может быть оснащена эжектором (на Фиг не показан) для интенсификации процесса смешения рабочих агентов 54 с углеводородами 53 и для всасывания углеводородов 53 в НКТ 12.
Также для интенсификации процесса подъема углеводородов 53 с забоя 10 скважины 1 1 в заявленной группе используется эрлифт, который реализуется за счет использования РАВ, насыщенных газами, а именно: РАВ JN Ι.Γ. (насыщен С02), РАВ Ν° LB. (насыщен Н2) и РАВ И. (насыщен , СОг, СН4 и СО).
Температура покидающих продуктивный пласт 14 углеводородов 53 составляет, как правило, от 450 до 350°С.
Температура, поступающих на забой 10 скважины 11 РАВ 54, составляет от 600 до 550°С. После смешения в НКТ 12 углеводородов 53 с РАВ 54 температура сформированного псевдо-сверхкритического флюида 56 составляет от 500 до 450°С и является достаточной для осуществления процессе частичного облагораживания углеводородов 53 (крекинг в сверхкритической воде, гидрокрекинг в сверхкритической воде или каталитический крекинг в сверхкритической воде).
При этом необходимо принимать во внимание, что температура РАВ 54 на дневной поверхности скважины 1 1 при их (РАВ 54) поступлении в безмуфтовую трубу 25 достигает температуры 650-700°С и, таким образом, безмуфтовая труба 25 является также и нагревательным элементом, который поддерживает высокую температуру псевдо-сверхкритического флюида 56 на протяжении всего пути его доставки на дневную поверхность скважины 1 1.
Зазор между НКТ 12 и безмуфтовой трубой 25 составляет не более 12- 15 мм, что обеспечивает достаточно высокую эффективность осуществления дополнительного поддерживающего нагрева псевдо-сверхкритического флюида 56 при его перемещении в межтрубном пространстве между НКТ и безмуфтовой трубой 25, выполняющей роль нагревателя в таком проточном реакторе трубчатого типа, каким является трубная конфигурация «труба в трубе».
В продуктивном пласте и дополнительно в проточном трубчатом реакторе - НКТ с коаксиально расположенной в них безмуфтовой трубой, осуществляются процессы, в результате которых на наноразмерном уровне кратковременно формируются объемные нанообласти с температурой до 1000°С и давлением более 100 МПа.
Такие термобарические характеристики гидротермальной (псевдо-ультра- сверхкритической среды) среды являются необходимыми и достаточными условиями, как для осуществления частичной газификации углеводородов в Н Т, так и для синтеза наноалмазов из углеводородов.
Процессами, в результате осуществления которых в продуктивном пласте синтезируются наноалмазы, являются:
- автофлюидоразрывы закрытых пор продуктивного пласта в результате теплового расширения находящихся в них углеводородов и/или генерации синтетических углеводородов из находящегося в них керогена и битуминозной нефти, которая сопровождается также увеличением в объеме самого керогена и битуминозной нефти;
- возникновение и захлопывание кавитационных пузырьков при фазовом переходе флюида из сверхкритического состояния в докритическое состояние и обратно, в ходе осуществления которого генерируются ударные волны, разрушающие также и стенки флюидопроводящих каналов и, таким образом, увеличивающие проницаемость продуктивного пласта;
- тепловые нановзрывы во флюидопроводящих каналах продуктивного пласта, являющегося наноразмерной минеральной матрицей. Также необходимо учитывать, что в продуктивный пласт, в процессе воздействия на него РАВ N° 1.Б и Ν° II вносится остаточный непроконвертированный в процессе осуществления реакций окисления и газификации метанол, и его присутствие в продуктивном пласте катализирует процесс внутрипластового синтеза наноалмазов.
Процессом, благодаря которому осуществляется синтез наноалмазов' в проточном трубчатом реакторе, является процесс образования кавитационных пузырьков на безмуфтовой трубе и их захлопывание, в результате которого образуются многочисленные ударные волны, накладывающиеся одна на другую и, сталкивающиеся одна с другой, в результате чего во многочисленных наноразмерных объемах и на наноуровне развиваются громадные давления и высокие температуры. Для повышения эффективности этого процесса безмуфтовая труба проточного трубчатого реактора оснащается насадками, которые уменьшают площадь сечения, образованного внутренней поверхностью НКТ и внешней поверхностью безмуфтовой трубы, и за зонами сужения по ходу движения псевдо-сверхкритического флюида эти насадки формируют кавитационные зоны, заполненные мобильными кавитационными пузырьками.
Более того, в случае перехода в проточном трубчатом реакторе псевдо- сверхкритического флюида в псевдо-докритический флюид, наноалмазы в проточном трубчатом реакторе синтезируются также и за счет осуществления такого фазового перехода в процессе которого образуются и захлопываются многочисленные кавитационные пузырьки.
Для повышения эффективности синтеза наноалмазов в проточном трубчатом реакторе, в него дополнительно периодически по НКТ вводится ВРА Ne 2. Б, который является псевдо-сверхкритическим флюидом, состоящим из воды и метанола, по отдельности находящихся в сверхкритическом состоянии.
В заявленной группе изобретений осуществляется также периодическая очистка проточного трубчатого реактора от, осаждающихся на внутренней и внешней поверхности НКТ, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).
Такая очистка проточного трубчатого реактора от АСПО осуществляется в процессе отбора углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным частичным облагораживанием (Фиг. 15), для чего на забой 10 скважины 1 1 по безмуфтовой трубе 25 постоянно поступает РАВ I.A. 54 и при этом нижний срез безмуфтовой трубы 25 находится выше нижнего среза НКТ 12 на 500 метров.
При этом соотношение подаваемого на забой 10 скважины 11 по безмуфтовой трубе 25 РАВ N° LA. по отношению к о тбираемым и з продуктивного пласта углеводородам составляет, как правило, 50 к 1, - пятьдесят частей РАВ N_> LA. и одна часть отбираемых из продуктивного пласта углеводородов.
Таким образом, для очистки проточного трубчатого реактора от АСПО в заявленной группе изобретений используется малонасыщенный углеводородами псевдо-сверхкритический флюид, преимущественно, более чем на 95 - 97 %, состоящий из воды в сверхкритическом состоянии.
Каждый новый цикл воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла, начинается с интенсивного восстановления и увеличения частично утраченной проницаемости продуктивного пласта в процессе его деэнергизации - отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования скважины с их дополнительным активным частичным облагораживанием в НКТ в скважине в процессе доставки отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность скважины.
Для этого используется высокотемпературное термохимическое воздействие на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов с использованием РАВ N° ILA, имеющего температуру до 800°С, что наносит мгновенный тепловой удар по продуктивному пласту и в нем протекают процессы взрывоподобного роста объёма внутрипластовых флюидов и взрывоподобной внутрипластовой генерации различных газов, включая b.
Эти процессы, в свою очередь, результируются в мгновенное расширение наноразмерных флюидопроводящих каналов объемной и объединенной флюидопроводящей системы, сопровождаемое восстановлением и ростом проницаемости продуктивного пласта. Таким образом, перед каждым новым циклом воздействия на продуктивный пласт, начиная со второго цикла воздействия на продуктивный пласт, осуществляется предварительная подготовка продуктивного пласта за счет использования РАВ N° П.А для восстановления проницаемости продуктивного пласта за счет частичной взрывоподобной внутрипластовой газификации углеводородов и взрывоподобного нагрева некоторой части внутрипластовых флюидов.
Так, например, после завершения процесса деэнергизации продуктивного пласта температура, находящихся в нем внутрипластовых флюидов, например, воды составляет 400° С при внутрипластовом давлении 32 МПа и имеет плотность 422,49 кг/м3 (Фиг. 18.).
При введении в продуктивный пласт псевдо-ультра-сверхкритическог'о флюида РАВ N° П.А, имеющего температуру 800°С, температура внутрипластовой воды возрастает до 600°С при росте давления до 40 Мпа.
При этом плотность внутрипластовой воды в ультра-сверхкритическом состоянии снижается до 123,62 кг/м3, а объем, соответственно, увеличивается в 3,41 раза, что приводит к организации в продуктивном пласте огромного числа взрывоподобных автофлюидоразрывов продуктивного пласта и росту напорного режима.
Как и в случае с образованием высокотемпературной внутрипластовой реторты, описанное выше внутрипластовое событие, направленное на восстановление и увеличение проницаемости продуктивного пласта в начале осуществления каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт за исключением первого цикла, становится возможным реализовать благодаря низкой проницаемости продуктивного пласта, низкой флюидопропускной способности наноразмерных флюидопроводящих каналов, которая препятствует инжектируемому РАВ моментально распространяться далее вглубь продуктивного пласта.
Существенную роль в этом внутрипластовом событии играет и низкопроницаемая «оболочка» ядра внутрипластовой реторты, которая была образована в ходе осуществления первого цикла воздействия на продуктивный пласт.
Последовательность операций, реализующая заявленный способ, дополнительно представлена в таблице Ν_> 3.
При этом, как следует из таблицы Ν° 3 последовательность операций: (1.1) низкотемпературное термохимическое воздействие, (1.2.) низкотемпературное термохимокаталитическое воздействие с нанопроппантом, (1.3.) кислотное термохимическое воздействие, (1.4.)тепловое воздействие, (1.5.) внутрипластовые тепловые взрывы, (ПЛ . высокотемпературное термохимическое воздействие на основе наземной и/или скважинной газификации органических соединений), (И.2.) высокотемпературное термохимическое воздействие на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов, (III.1.)термо-каталитическое воздействие, (III.2.) водородно-термо-каталитическое воздействие с использованием нанопроппанта (и термо-гидроуглекислотное воздействие (III.3.) реализуется в строгой представленной выше последовательности лишь в ходе осуществления первого цикла воздействия на продуктивный пласт.
Но для увеличения величины степени реэнергизации продуктивного пласта уже первый цикл воздействия может быть завершен повторным использованием высокотемпературного термохимического воздействия на основе мастичной внутрипластовой газификации углеводородов (ΙΙ.2.) с последующем отбором углеводородов из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины с дополнительным частичным облагораживанием отобранных углеводородов (IV.). Описанные выше способ и технологический комплекс особенно эффективны при работе на продуктивных пластах, залегаемых на глубине от 2200 до 5000 метров.
Однако они могут быть использованы и при освоении продуктивных пластов, залегающих на глубине от 50 до 2200 метров.
Для освоения таких пластов необходимо соблюдение некоторых особенностей, приведенных ниже и, которые не меняют, а лишь детализируют сущность раскрытых выше решений.
Общая особенность продуктивных нефтекерогеносодержащих пластов, залегаемых на глубине менее 2200 метров заключается в том, что содержащейся в них кероген является менее зрелым и в большей степени сохранил свой нефтегенерационный потенциал.
Так, в частности, по имеющимся расчетам, генерация нефтяных углеводородов к концу главной фазы нефтеобразования, например, в доманиковой свите (глубина залегания 1500 - 1600 метров) достигает 18-19% от исходной массы органического вещества/керогена, а в баженовской и кумской свитах, сложенных типичным сапропелевым материалом - около 26- 30 % от исходного органического вещества.
Из этого следует, что для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из менее зрелого керогена, например, доманиковой свиты, удельно потребуется больше тепловой энергии, а температура окончательной пиролизации для него будет выше, чем для керогена баженовской свиты, но, вместе с этим, удельно из керогена доманиковой свиты будет сгенерировано больше синтетических углеводородов, чем из керогена баженовской свиты.
Отличительной особенностью осуществления воздействий на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты, залегаемые на глубине менее 2200 метров, являются два эффекта:- эффект «перехода флюида через точку критического давления при температуре выше критической»; и - эффект «перехода флюида через точку критической температуры при докритическом давлении».
В данном конкретном описании под термином «флюид» понимается:
- вода в докритическом состоянии;
- псевдо-докритический флюид;
- вода в ультра-сверхкритическом состоянии и/или вода в сверхкритическом состоянии;
-псевдо-ультра-сверхкритический флюид и/или псевдо- сверхкритический флюид.
Для псевдо-флюидов критическая точка давления (Ркрит), которая для чистой воды составляет 22,064 МПа, может быть смещена и, таким образом, критическое давление для псевдо-флюидов может быть или ниже, или выше значения критической точки давления для чистой воды.
Для псевдо-флюидов критическая точка температуры (Ткрит), которая для чистой воды составляет 373,95°С, может быть также смещена и, таким образом, критическая температура для псевдо-флюидов может быть или ниже, или выше значения критической точки температуры для чистой воды.
Так, например, при насыщении воды диоксидом углерода (С02) Ткрит уменьшается, а РкрИт возрастает, а при насыщении воды хлоридом натрия (NaCl) Ткрит возрастает при одновременном увеличении Ркрит-
Так как Ткрит и Ркрит псевдо-флюидов зависят от композиционного состава псевдо-флюидов и концентрации в них различных веществ, то, названные выше эффекты, поясняются на примере чистой воды (РАВ N° I.A) и суть их заключается в следующем.
Например, продуктивный пласт нефтеносного сланцевого плея залегает на глубине 900 метров. Внутрипластовое давление незначительно выше гидростатического и составляет 10 МПа. Проницаемость продуктивного пласта низкая и позволяет при соответствующих скорости и объёме инжектирования в продуктивный пласт РАВ N° I.A сформировать в продуктивном пласте высокотемпературную внутрипластовую реторту со следующими характеристиками в «ядре» внутрипластовой реторты: Т = 450°С, Р = 45 МПа и плотность (р) РАВ JY2 I.A. = 343,02 кг/м3.
При отборе из продуктивного пласта молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов давление внутри продуктивного пласта в околотрещиноватых зонах снижается с 45 МПа до 15 МПа, и температура РАВ N2 I.A. также снижается с 450°С до 400°С, но остается выше Ткрит-
При этом плотность (р) РАВ Ne I.A уменьшается до 63,81 кг/м3, а объем РАВ Ν° I.A., соответственно, возрастает в 5,37 раза (Таблица 4.).
В таблице 4 демонстрируется динамика увеличение объема отбираемого из продуктивного пласта флюида и уменьшения его плотности (на примере чистой воды) при значительном понижении давления флюида с 45 МПа до 15 МПа и при незначительном снижении температуры флюида с 450°С до 400°С.
Из таблицы 4 следует, что напорный режим вытеснения флюида из продуктивного пласта постоянно присутствует и растет, начиная от момента начала отбора флюида из продуктивного пласта и до его завершения, обеспечивая тем самым эффективный отбор флюида из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины при условии недопущения критической компакции продуктивного пласта.
Таким образом, суть рассматриваемого эффекта заключается в относительно резком и значительном уменьшении плотности РАВ и увеличении его объема при переходе через РкрИт при незначительном понижении его температуры, но не ниже Ткрит, что результируется в дополнительную реэнергизацию продуктивного пласта в процессе отбора из него молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов, а также в дополнительное увеличение проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на макроуровне и в данном случае эффект «перехода флюида через Ркрит при его температуре выше ТкрИт» внешне похож на внутрипластовые тепловые взрывы (РАВ Ne 1.Б), а также в увеличение КИН.
Так, при увеличении объема РАВ N° LA. в 5,37 раза (см. приведенный выше пример) только за счет этого феномена из продуктивного пласта должно быть экспортировано 81,37% РАВ N° I.A.
В процессе нормализации продуктивного пласта (временной период после окончания отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов из продуктивного пласта и возобновлением инжектирования рабочих агентов воздействия в продуктивный пласт) происходит снижение давления в «ядре» внутрипластовой реторты, например, с 15 МПа до 12 МПа, а также снижение температуры оставшегося в продуктивном пласте РАВ Ν° Ι.Α, (18,63% от первоначального количества), например, с 400°С до 310°С.
При этом плотность РАВ N? LA. увеличился до 669,5 кг/мЗ, а его объём уменьшился в 10,49 раза.
Таким образом, суть рассматриваемого эффекта заключается во взрывоподобном увеличении плотности и уменьшении объёма флюида при его переходе через Ткрит При докритическом давлении флюида. (Таблица 5.). .
В таблице 5 демонстрируется динамика уменьшения объема отбираемого из продуктивного пласта флюида и увеличения его плотности (на примере чистой воды) при незначительном понижении давления флюида с 15 МПа до 12 МПа и при относительно значительном снижении температуры флюида с 400°С до 310°С. Из таблицы 5 следует, что в результате этого процесса в продуктивном пласте высвобождается значительное пустотное пространство, которое необходимо для успешной закачки РАВ в продуктивный пласт в ходе реализации следующего цикла воздействия на продуктивный пласт.
В результате осуществления этого эффекта оставшийся в продуктивном пласте РАВ N° I.A занимает всего 9,53% от всего объёма «пустотного» пространства продуктивного пласта (открытые поры/флюидопроводящие каналы), а 90,46% объёма открытого порового пространства и флюидопроводящих каналов продуктивного пласта заполнено нанопроппантом и флюидом в газообразной форме.
Такое «пустотное» пространство продуктивного пласта в ходе следующего цикла воздействия на него легко и быстро заполняется инжектируемыми в продуктивный пласт РАВ, что значительно повышает эффективность заявленного способа при его использовании в продуктивных пластах, залегаемых на глубине менее 2200 метров.
Процесс активной компакции продуктивного пласта в ходе реализации данного эффекта осуществляться не будет, так как «пустотное» пространство продуктивного пласта (открытые поры/флюидопроводящие каналы) заполнено нанопроппантом и флюидом в газообразной форме, давление которого в заявленном изобретении всегда сохраняется выше гидростатического давления, как минимум, на 2-3 МПа.
Для использования заявленного способа на продуктивных пластах, залегаемых на глубине менее 2200 метров, несколько модифицируется и продуктопровод.
Безмуфтовая труба 25 в данном случае имеет в нижней части перфорированный отверстиями 61 участок и жиклер 58 в нижней части. (Фиг. 16. А.). При функционировании комплекса компонент N° 1 какого- либо из РАВ 59 поступает в НКТ 12.
Компонент Ns 2 какого-либо из РАВ 60 поступает в безмуфтовую трубу с перфорацией 57.
В подпакерной зоне и зоне смешения 61 происходит смешение компонента N_> 1 РАВ 59 и компонента Ne 2 РАВ 60, в результате которого в подпакерной зоне и зоне смешения 61 формируется какой-либо РАВ 62. Насадка (жиклер, размещенный в нижней части НКТ) для уменьшения площади сечения НКТ 58 установлена на нижнем конце безмуфтовой трубы 25.
Безмуфтовая труба и насадка полностью находятся внутри НКТ 12 и, благодаря такому их расположения, площадь сечения НКТ 12 уменьшается до расчетной величины и внутри НКТ 12 в той её части, которая расположена выше насадки, формируется ультра-сверхкритическая или сверхкритическая водная среда или псевдо-ультрасверхкритическая или псевдо- сверхкритическая среда, давление которой всегда выше Ρκρ„τ.
Сформированный какой-либо РАВ 62 далее инжектируется в продуктивный пласт 14 для осуществления на него какого-либо из воздействий.
Далее (Фиг. 16.Б.) безмуфтовая труба 25 опускается ниже на забой 10 скважины 11 и, таким образом, выводится из НКТ 12 для восстановления площади сечения НКТ.
Такая операция выполняется в следующих случаях:
- при использовании РАВ Ν° LA, Ι.Β., II, III, и III. А;
- после того, как в продуктивном пласте 14 сформирована, как минимум, сверхкритическая водная или псевдо-сверхкритическая среда;
- при осуществлении отбора молекулярно модифицированных и частично измененных углеводородов из продуктивного пласта 14. У. Перевод нефтяной скважины в режим работы геотермальной скважины, - геотермальная декомиссия нефтяной скважины.
После окончание экономически обоснованного отбора из продуктивно пласта или из искусственно сформированной в продуктивном пласте высокотемпературной внутрипластовой реторты высокотехнологичной нефти нефтяная скважина переводится в режим работы геотермальной скважины концепции «Улучшенная геотермальная система» (Enhanced Geothermal System, - EGS) и начинается процесс геотермальной декомиссии нефтяной скважины, в ходе которого из высокотемпературной внутрипластовой реторты рекуперируется часть (до 50 процентов) ранее внесенной в неё энтальпии.
По сравнению с решениями - аналогами заявленная группа изобретений обладает следующими преимуществами, обеспечивающими получение указанного технического результата.
В заявленной группе изобретений активно используется ультра- сверхкритический паровой/водный цикл с высокими термобарическими характеристиками (Т до 800°С при Р до 50 МПа).
Используемый при реализации способа донагрев РАВ JN II. А на забое скважины до температуры 700 до 800°С позволяет осуществлять кратковременную, но мощную внутрипластовую частичную газификацию углеводородов и при этом обеспечить:
- мощную реэнергизацию продуктивного пласта;
увеличение проницаемости продуктивного пласта перед началом отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов в режиме фонтанирования с последующим их дополнительным частичным облагораживаем в Н Т; - увеличение объёмов внутрипластовой генерации синтетического газа (Н2, СО2, СО и СН который, наравне с попутным нефтяным газом, является топливом для наземного генератора ультра-сверхкритической воды.
При этом последующее использование РАВ N° I.B позволяет закрепить трещиноватость нанопроппантом и каталитическим нанопроппантом, постепенно формируя в околоскважинном объёме «каталитический пояс/фильтр» для каталитического крекинга углеводородов, отбираемых из продуктивного пласта в скважину и проходящих через такой «каталитический пояс/фильтр».
Выделяемое в процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов тепло расходуется на дополнительный нагрев вмещающей горной породы и содержащихся в ней углеводородов.
Тепловые взрывы превосходят по своей эффективности ГРП или многостадийный ГРП и исключают необходимость его опережающего применения для увеличения проницаемости продуктивных пластов на макроуровне.
В заявленном способе для увеличения проницаемости продуктивных пластов помимо осуществления теплового воздействия, внутрипластовых тепловых взрывов и основного термохимического воздействия, включая кратковременную внутрипластовую частичную газификацию углеводородов, целенаправленно используется также и кислотное термохимическое воздействие за счет использования РАВ N° 1.
В результате осуществления предусмотренных способом воздействий на продуктивный пласт, а также используемых РАВ при реализации способа с использованием технологического комплекса, осуществляется генерация синтетических углеводородов из керогена и облагораживание нефти низкопроницаемых пород и битуминозной нефти, которая выражается в улучшении её качества (необратимое снижение её вязкости и плотности) за счет дробления крупных молекул углеводородов (уменьшение степени молекулярной блокировки наноразмерных флюидопроводящих каналов) на более мелкие, десульфиризации углеводородов, их деметализации и подавления процесса полимеризации асфальтенов (коксообразования).
Особенностью заявленной группы изобретений также является не только проведение процесса газификации органических соединений в сверхкритической воде и осуществление процесса окисления органических соединений в сверхкритической воде в присутствии окислителя, но и продолжение процесса облагораживания уже отобранных из продуктивного пласта углеводородов в процессе их доставки с забоя скважины на её дневную поверхность по НКТ в образованном в НКТ с безмуфтовой трубой проточном реакторе трубчатого типа, а также генерации сингаза и синтеза наноалмазов, осуществляемых в образованном проточном трубчатом реакторе.
Ещё одной особенностью заявленной группы изобретений является целенаправленное формирование на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов нанопористого углеродного покрытия, которое позволяет флюидам перемещаться по ним с минимальным сопротивление на трение и со значительно более высокой скоростью.
Геотермальный способ декомиссии нефтяной скважины позволяет за счет генерации по низкой себестоимости геотермальной тепловой энергии в процессе выведения нефтяной скважины их эксплуатации, практически, компенсировать величину капитальных затрат на строительство скважины и удельных капитальных затрат на изготовление технологического комплекса.
Таким образом, использование заявленной группы изобретений позволяет реэнергизировать продуктивный пласт и, увеличив его проницаемость, создать в продуктивном пласте объемную и объединенную эффективную флюидопроводящую систему на микро, мезо и макроуровне и достичь 45-55% КИН за счет реэнергизации продуктивного пласта, увеличения его проницаемости, десорбции адсорбированных углеводородов с поверхности флюидопроводящих каналов, уменьшения величины молекул углеводородов, а также отбора молекулярно модифицированных и частично облагороженных углеводородов через зону с измененной увеличенной проницаемость в режиме фонтанирования скважины.
Использование заявленной группы изобретений позволяет рационально использовать природные ресурсы за счет высокого КИН и комплексного вовлечения в активную разработку всего углеводородного потенциала нефтеносных сланцевых плеев, сосредоточенного в нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти (термобитум и тяжелые нефти) и в керогене (синтетические углеводороды в жидкой и газообразной форме).
Использование заявленной группы изобретений позволяет уменьшать вязкость и плотность - частично облагораживать, улучшать качество нефти низкопроницаемых пород и тяжелых нефтей, а также генерировать внутри продуктивного пласта синтетические углеводороды высокого качества из термобитума (битуминозной нефти) и керогена.
Более того, процесс частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта молекулярно модифицированных углеводородов продолжается в НКТ - в проточном трубчатом реакторе в процессе доставки таких углеводородов с забоя скважины на её дневную поверхность.
Использование заявленной группы изобретений позволяет минимизировать себестоимость добычи углеводородов термохимическим способом и, таким образом, увеличить экономическую эффективность добычи природных битумов, тяжелых нефтей, битуминозной нефти, нефти низкопроницаемых пород и синтетических углеводородов, сгенерированных внутри продуктивного пласта из керогена. В целом, заявленная группа изобретений обеспечивает эффективное комплексное воздействие на нефтекерогеносодержащие продуктивные пласты, залегаемые на глубине от 50 до 4000-5000 метров.
Заявленная группа изобретений обеспечивыает повышение коэффициента- извлечения нефти (КИН) за счет:
уменьшения величины степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов за счет дробления крупных молекул углеводородов на более мелкие, в том числе и при прохождении через «каталитический пояс/фильтр» (термический крекинг, крекинг в СК-воде и гидрокрекинг и каталитический крекинг в присутствии водорода или катализаторов, - доноров водорода);
- десорбции молекул углеводородов с внутренней поверхности флюидопроводящих каналов, в результате чего увеличивается их толщина и пропускная способность;
- необратимого снижения вязкости и плотности битуминозной нефти, нефти низкопроницаемых пород и внутрипластовой генерации синтетической нефти высокого качества из керогена и битуминозной нефти, обладающих более высокой подвижностью по сравнению с внутрипластовыми углеводородами в их естественном состоянии в продуктивном пласте, который не подвергался тепловому и/или термохимическому воздействию;
- генерации синтетической нефти из керогена, объём которой, примерно, на 30% превышает объём керогена, из которого она была сгенерирована;
- внутрипластовой газификации углеводородов (примерно, 380 м3< и более углеводородных газов на тонну отобранной нефти);
- внутрипластовой генерации значительного количества СО2; - уменьшения плотности и увеличения объёма, отбираемого из продуктивного пласта углеводородосодержащего флюида при незначительном снижении его температуры и существенном снижении внутрипластового/внутрипорового давления.
Так, например, при Т=450°С и Р=45 МПа вода имеет плотность 343 кг/м3; при Т=420°С и Р=32 МПа её плотность снижается до 246 кг/м3, а объём возрастает в 1,39 раз.
Примерно то же самое происходит и с диоксидом углерода, и с другими флюидами. Так, например, плотность СО2 при Т=450°С и Р=45 МПа составляет 304 кг/м3; при Т=420°С и Р=32 МПа плотность уменьшается до 236 кг/м3, а объем возрастает в 1,28 раза.
Таким образом, в процессе отбора углеводородосодержащего флюида из продуктивного пласта в силу указанных причин (значительное снижение давления углеводородосодержащего флюида при незначительном понижении его температуры) самоформируется внутрипластовый вытесняющий напорный режим, дополнительно реэнергизирующий продуктивный пласт и, тем самым, дополнительно обеспечивающий осуществление режима фонтанирования скважины;
- увеличения межгранулярной проницаемости в результате действия органических кислот, сгенерированных из керогена в процессе его внутрипластового гидропиролиза; и, наконец,
- отбора углеводородосодержащего флюида (высокотехнологичной нефти) через разогретые зоны продуктивного пласта с улучшенной увеличенной проницаемостью (цикличность воздействия из одной скважины) и через нанофлюидопроводящие каналы с нанопористым углеродным покрытием;
- дополнительного нагрева в НКТ с теплоизоляцией, отобранной из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти (повышение её мобильности за счет уменьшения вязкости) в процессе её дополнительного частичного облагораживания при доставке с забоя скважины на её дневную поверхность.
- отбора остаточной нефти в процессе гидротермальной декомиссии нефтяных скважин/высокотемпературных внутрипластовых реторт.
Несмотря на то, что заявленная группа изобретений описывается на представленных примерах, возможны различные модификации, включая модификации конфигураций продуктопроводов в скважине, не противоречащие основным принципам изобретения. Поэтому настоящую группу изобретений следует рассматривать как относящуюся к любым подобным модификациям в пределах существа изобретения.
ТАБЛИЦА 1
Figure imgf000178_0001
Figure imgf000179_0001
Figure imgf000180_0001
Figure imgf000181_0001
Figure imgf000182_0001
Figure imgf000183_0001
Figure imgf000184_0001
Figure imgf000185_0001
Figure imgf000186_0001
Figure imgf000187_0001
нефти и метанола, содержащихся во ВРА сверхкритическом состоянии, Ν° 2.Б. в сверхкритической воде в насыщенную диоксидом углерода при Т присутствии ВРА N2 5. А., в результате до 593°С и Р до 45 МПа и опционно которой происходит, практически, наноразмерными катализаторами. полное окисление, названных выше
органических соединений, донагрев ВРА
Ns. 2.Б. и его обогащение углекислым
газом, что означает его трансформацию
в рабочий агент воздействия (РАВ) N2
II.A. Используется для осуществления
ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНОГО
ТЕРМОХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОСНОВЕ ЧАСТИЧНОЙ ВНУТРИПЛАСТОВОЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ ВО ВНУТРИПЛАСТОВОМ РЕАКТОРЕ
РИФОРМИНГА ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ (ВНУТРИПЛАСТОВАЯ
; РЕТОРТА).
Figure imgf000189_0001
Figure imgf000190_0001
ТАБЛИЦА 2
Figure imgf000191_0001
Figure imgf000192_0001
эффективности молекулярной или модифицированный и процесса ионной форме, частично
гидроконверсии которые являются облагороженных внутрипластовых донорами водорода. углеводородов в НКТ в углеводородов за (2) Закрепление скважине, - проточном счет внесения в трещиноватости трубчатом реакторе, в продуктивный пласт нанопроппантом, процессе их доставки с |водорода (РАВ П.) содержащимся в РАВ забоя скважины на её и внутрипластовой No LB. дневную поверхность. генерации водорода (3) Генерация
(РАВ JYS Ц.А.). (2) синтетического газа и Продуктивный наноалмазов в НКТ. пласт: а) увеличение
проницаемости и
формирование
объемной и
объединенной
флюидопроводящей
системы; б)
реэнергизация продуктивного пласта; в) уменьшение степени интенсивности молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов, а перед началом деэнергизации продуктивного пласта г) максимизация увеличения проницаемости и реэнергизации продуктивного пласта с
Figure imgf000195_0001
Figure imgf000196_0001
Figure imgf000197_0001
Figure imgf000198_0001
Figure imgf000199_0001
к росту внутрипластового давления, что результируется во множественные автофлюидоразрыв ы продуктивного пласта, а при внесении в продуктивный пласт со
сверхкритической или псевдо- сверхкритической средой в нем осуществляются внутрипластовые тепловые взрывы с локальным
повышением давления до 100 и более МПа и температуры до 800-900°С. В продуктивном пласте
одновременно реализуются два разнонаправленных нанотектонических процесса,
компакции и расширения продуктивного пласта, ведущие, в конечном итоге к уменьшению проницаемости на
микро и мезоуровне, росту проницаемости продуктивного пласта на макроуровне, а, в целом, к росту тотальной
проницаемости. При этом
внутрипластовая интенсифицированы ая естественная и новая
трещиноватость закрепляется нонопроппантом в форме наночастиц, преимущественно, ,
железа, алюминия и цинка. Перед началом
деэнергизации продуктивного пласта в заявленном способе заявленного изобретения с использованием
Figure imgf000203_0001
проводится кратковременная, но мощная и интенсивная реэнергизация продуктивного пласта и максимизация его проницаемости .
ТАБЛИЦА 3
Figure imgf000204_0001
Figure imgf000205_0001
Figure imgf000206_0001
Figure imgf000207_0001
Figure imgf000208_0001
Figure imgf000209_0001
Figure imgf000210_0001
Figure imgf000211_0001
Figure imgf000212_0001
Figure imgf000213_0001
Figure imgf000214_0001
Figure imgf000215_0001
ТАБЛИЦА 4
Figure imgf000216_0001
ТАБЛИЦА 5
Figure imgf000216_0002

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий приготовление рабочих агентов, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором из него углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу, отличающийся тем, что перед высокотемпературным * термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимического воздействия на него рабочим агентом, с последующим закреплением каналов нанопроппантом в результате низкотемпературного термохимокаталитического воздействия с использованием рабочего агента, а также для увеличения межгранулярной проницаемости в призабойной зоне скважины подвергают продуктивный пласт кислотному термохимическому воздействию с использованием рабочего агента, с последующими тепловым воздействием на продуктивный пласт и проведением в нем внутрипластовых тепловых взрывов, причем после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия и перед отбором углеводородов осуществляют термо- каталитическое воздействие на продуктивный пласт для внутрипластового облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термо-каталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и предупреждения компакции продуктивного пласта за счет закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта нанопроппантом, после чего осуществляют термо-гидроуглекислотное воздействие на продуктивный пласт с последующим отбором по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для проведения низкотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ N° III.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для проведения низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ N° Ш.А.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для проведения кислотного термохимического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ .
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что для теплового воздействия на продуктивный пласт используют РАВ N_> LA.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для осуществления тепловых взрывов в продуктивном пласте используют РАВ Ν» 1.Б.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе наземной и/или скважинной газификации газифицируемых в ультра-сверхкритической или в сверхкритической воде органических соединений, но, преимущественно, метанола и/или нефти, или смеси нефти и метанола, используют РАВ Ν° П.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что РАВ N° II представляет собой воду в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом, диоксидом углерода, метаном, монооксидом углерода, а также непроконвертированным остаточным метанолом или нефтью, или смесью нефти и метанола.
9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что в РАВ JV° II дополнительно введены катализаторы риформинга органических соединений, например, наночастицы оксидов железа (FeO, БегОз и БезО^.
10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что для увеличения выхода водорода в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду при приготовлении РАВ Ν° II добавляют гидрооксид натрия (NaOH) или карбонат калия (К2СО3), или наночастицы никеля (Ni), в качестве катализатора или их смесь.
11. Способ по п. 8, отличающийся тем, что для повышения выхода водорода в ультра-сверхкритическую воду или в сверхкритическую воду при приготовлении PABN° II добавляют муравьиную кислоту (СН2О2).
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт на основе частичной внутрипластовой газификации углеводородов используют РАВ N2 П. А.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что РАВ Ns> П.А представляет собой воду в сверхкритическом состоянии или в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную диоксидом углерода, а также непроконвертированным метанолом или нефтью, или смесью метанола и нефти.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что РАВ Ν° П.А дополнительно содержит катализаторы риформинга органических соединений, например, наночастицы оксидов железа (FeO, БегОз и БезО- -
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления термокаталитического воздействия на продуктивный пласт используют РАВ JY° IV.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что РАВ N° IV представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную наноразмерными катализаторами конверсии углеводородов, включая наноразмерные катализаторы конверсии керогена.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что в качестве катализаторов используют наноразмерные катализаторы с размерами частиц металлов или их оксидов, или солей металлов, или хлоридов переходных металлов, имеющих размер, от 5 до 100 нм.
18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что РАВ N« IV представляет собой гомогенный раствор, содержащий нанокатализатор в молекулярной форме с размерами молекул <5 нм, например, ацетилацетонат железа (С^Нг^еОб) или нанокатализатор в ионной форме, например, ион меди, имеющий размер 77 пикометров (пм/рт).
19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления водородно-термо-каталитического воздействия на продуктивный пласт с использованием нанопроппанта используют РАВ Ν» I.B.
20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что РАВ N° I.B. представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом и наноразмерными частицами оксида алюминия и/или оксида цинка и/или оксида железа, являющимися каталитическим нанопроппантом.
21. Способ по п. 19, отличающийся тем, РАВ N° I. представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную водородом и наноразмерными частицами церия, циркония, вольфрама.
22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления термо- гидроуглекислотного воздействия используют РАВ Ν» Ι.Γ.
23. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в процессе воздействия на продуктивный пласт осуществляют синтез наноалмазов из углеводородов, для чего в продуктивный пласт инжектируют РАВ N° 1.Б и РАВ Ν° II и доводят температуру в локальных нанообъёмах продуктивного пласта до 1000°С, а давление до 100-200 МПа.
24. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что генерацию сингаза и синтез наноалмазов осуществляют в проточном трубчатом реакторе, для чего в него вводят ВРА Ν° 2.Б или иные подходящие ПРА, ВРА или РАВ, доводят в проточном реакторе в локальных нанообъёмах температуру до 1000°С и давление до 100-200 МПа, а безмуфтовую трубу проточного трубчатого реактора оснащают насадками, которые уменьшают площадь сечения, образованного внутренней поверхностью НКТ и внешней поверхностью безмуфтовой трубы.
25. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отбор углеводородов в режиме фонтанирования скважины прекращают в момент, когда внутрипластовое давление продуктивного пласта превышает гидростатическое давление на 2-3 МПа.
26. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждый цикл воздействия на продуктивный пласт завершают, а каждый новый цикл воздействия на продуктивный пласт, кроме первого, начинают инжектированием ;-в продуктивный пласт РАВ Ν» П. А.
27. Способ по п. 25, отличающийся тем, что интенсивность воздействия РАВ Ν° П.А на продуктивный пласт в начале каждого нового цикла и, исключая первый цикл, всегда выше интенсивности его воздействия на продуктивный пласт в конце предыдущего цикла.
28. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для осуществления интенсивного внутрипластового каталитического крекинга углеводородов в околоскважинном объёме продуктивного пласта за счет использования каталитического нанопроппанта в форме наноразмерных частиц оксидов металлов формируют «каталитический пояс/фильтр».
29. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для снижения сопротивления на трение и для увеличения скорости перемещения флюидов в околоскважинном объёме продуктивного пласта по наноразмерным флюидопроводящим каналам на внутренней поверхности этих наноразмерных флюидопроводящих каналов за счет осуществления процесса гидротермальной карбонизации углеводородов формируют нанопористое углеродное покрытие.
30. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для рекуперации части тепловой энергии, ранее внесенной в продуктивный пласт для формирования в нем высокотемпературной внутрипластовой реторты, после завершения эксплуатации нефтяной скважины и окончания отбора высокотехнологичной нефти из продуктивного пласта, осуществляют процесс гидротермальной декомиссии нефтяной скважины, заключающийся в закачке в продуктивный пласт теплой воды с последующим отбором из него остаточных углеводородов и воды в сверхкритическом состоянии, в форме перегретого пара, влажного пара или в форме горячей воды.
31. Технологический комплекс для добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий наземный генератор(4) ультра-сверхкритической воды, продуктопровод, выполненный в виде колонны насосно-компрессорных теплоизолированных труб (12), размещенных в скважине до ее забоя, отличающийся тем, что в колонне насосно-компрессорных труб (12) коаксиально и с зазором установлена безмуфтовая труба (25), при этом технологический комплекс оснащен установкой (2) для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора (4), первым (6) и вторым (63) смесителями, реактором (48), окисления, реактором риформинга (37) органических соединений с блоком обогащения (36) реактора органическими соединениями, емкостью(8) для поверхностно-активных веществ, емкостью (18) для ПАВ-НАНОКСИД, емкостью (23) для холодной воды, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями, емкостью (29) для окислителя, емкостью (34) для органических соединений, емкостью (44) для холодной воды, насыщенной наноразмерным катализатором, емкостью (49) для метанола, нефти или смеси нефти и метанола, емкостью для насыщенного коллоидного раствора холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси и емкостью (49) для метанола, нефти или смеси нефти и метанола, при этом, выход генератора (4) может быть соединен непосредственно с колонной насосно-компрессорных труб (12), или с первыми входами первого (6) или второго (63) смесителя, или первым входом реактора окисления (48) или первым входом реактора риформинга (37) органических соединений, второй вход первого (6) смесителя имеет возможность соединения с емкостью (8) для поверхностно-активных веществ или с емкостью (18) для ПАВ-НАНОКСИД, а его выход - с колонной насосно-компрессорных труб (12), безмуфтовая труба (25) имеет возможность соединения с емкостью (23) для холодной воды, насыщенной кислотами или кислотными эмульсиями, или с емкостью для окислителя, или с емкостью (44) для холодной воды, насыщенной наноразмерным катализатором, емкость (34)для органических соединений соединена с блоком (36) обогащения органическими соединениями наземного реактора риформинга (37) органических соединений, выход которого имеет возможность подсоединения к колонне насосно-компрессорных труб (12), второй вход реактора окисления (48) соединен с емкостью (49) для насыщенного коллоидного раствора холодной воды и микрочастиц, преимущественно алюминия и/или цинка, и/или железа, и/или их смеси, а выход реактора окисления (48) имеет возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб (12), второй вход второго (63) смесителя связан с емкостью (64) для окислителя, а его выход имеет возможность соединения с первым входом реактора окисления (48), к второму входу которого имеет возможность подсоединения емкость (69) для метанола, нефти или смеси нефти и метанола.
32. Технологический комплекс по п. 31, отличающийся тем, что безмуфтовая труба (25) расположена в колонне насосно-компрессорных труб (12) с возможностью извлечения.
33. Технологический комплекс по п. 31, отличающийся тем, что безмуфтовая труба (25) расположена в колонне насосно-компрессорных труб (12) таким образом, что ее нижний срез находится выше нижнего среза колонны насосно-компрессорных труб (12).
34. Технологический комплекс по п. 31, отличающийся тем, что безмуфтовая труба (25) расположена в колонне насосно-компрессорных труб (12) таким образом, что ее нижний срез находится на одном уровне с нижним срезом колонны насосно-компрессорных труб.
35. Технологический комплекс по п. 31, отличающийся тем, что безмуфтовая труба (25) расположена в колонне насосно-компрессорных труб (12) таким образом, что ее нижний срез находится ниже нижнего среза колонны насосно-компрессорных труб.
36. Технологический комплекс по п. 31, отличающийся тем, что устанолвенная в скважине колонна насосно-компрессорных труб (12) и расположенная в ней безмуфтовая труба (25) образуют проточный реактор трубчатого типа.
37. Технологический комплекс по п. 41, отличающийся тем, что проточный реактор трубчатого типа образован в скважине, из которой не ведется отбор углеводородов и предназначен для дополнительного частичного облагораживания пропускаемых через него углеводородов, отбираемых из соседних добывающих скважин.
38. Технологический комплекс по п. 31, отличающийся тем, что наземный генератор (4) ультра-сверхкритической воды имеет мощность от 0,5 до 50 МВт и состоит из теплогенерирующих модулей, каждый из которых имеет единичную тепловую мощность от 0,5 до 5 МВт.
PCT/RU2017/000373 2017-05-18 2017-05-30 Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс WO2018212674A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017117298A RU2671880C1 (ru) 2017-05-18 2017-05-18 Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления
RU2017117298 2017-05-18

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018212674A1 true WO2018212674A1 (ru) 2018-11-22

Family

ID=64103401

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000373 WO2018212674A1 (ru) 2017-05-18 2017-05-30 Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2671880C1 (ru)
WO (1) WO2018212674A1 (ru)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110688612A (zh) * 2019-09-06 2020-01-14 中国科学技术大学 一种基于温度测井数据的多产层油井产量预测方法
CN115012892A (zh) * 2022-07-01 2022-09-06 中国海洋石油集团有限公司 一种通过投捞电泵进行注采一体化开采的工艺方法
CN115247552A (zh) * 2021-04-27 2022-10-28 中国石油天然气集团有限公司 煤炭地下气化井筒的密封方法
CN115263260A (zh) * 2022-08-19 2022-11-01 深圳清华大学研究院 富含有机物岩层超临界水氧化的原位转化系统及转化方法
CN117888862A (zh) * 2024-03-18 2024-04-16 贵州大学 原位大面积钻空建炉煤炭气化及煤油和/或煤层气同采方法
US11999904B2 (en) * 2019-12-31 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2704402C1 (ru) * 2018-11-30 2019-10-28 Отто Гуйбер Установка для хранения и дозированной подачи рабочих агентов в продуктивный пласт
RU2692756C1 (ru) * 2019-02-14 2019-06-27 Дмитрий Сергеевич Корнеев Способ конверсии природного битума
RU2726693C1 (ru) * 2019-08-27 2020-07-15 Анатолий Александрович Чернов Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления
RU2717849C1 (ru) * 2019-08-30 2020-03-26 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза
RU2726703C1 (ru) * 2019-09-26 2020-07-15 Анатолий Александрович Чернов Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления
RU2724727C1 (ru) * 2019-09-30 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины
RU2748098C1 (ru) * 2020-12-25 2021-05-19 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2023874C1 (ru) * 1992-11-04 1994-11-30 Товарищество с ограниченной ответственностью - Фирма "Интойл" Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины
WO2015053731A1 (ru) * 2013-10-07 2015-04-16 Эдуард Анатольевич ТРОЦЕНКО Способ подземной газификации углеводородсодержащего пласта
WO2015059026A2 (en) * 2013-10-22 2015-04-30 Statoil Petroleum As Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions
RU2576267C1 (ru) * 2015-01-15 2016-02-27 Владимир Георгиевич Кирячек Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2023874C1 (ru) * 1992-11-04 1994-11-30 Товарищество с ограниченной ответственностью - Фирма "Интойл" Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины
WO2015053731A1 (ru) * 2013-10-07 2015-04-16 Эдуард Анатольевич ТРОЦЕНКО Способ подземной газификации углеводородсодержащего пласта
WO2015059026A2 (en) * 2013-10-22 2015-04-30 Statoil Petroleum As Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions
RU2576267C1 (ru) * 2015-01-15 2016-02-27 Владимир Георгиевич Кирячек Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110688612A (zh) * 2019-09-06 2020-01-14 中国科学技术大学 一种基于温度测井数据的多产层油井产量预测方法
US11999904B2 (en) * 2019-12-31 2024-06-04 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid
CN115247552A (zh) * 2021-04-27 2022-10-28 中国石油天然气集团有限公司 煤炭地下气化井筒的密封方法
CN115012892A (zh) * 2022-07-01 2022-09-06 中国海洋石油集团有限公司 一种通过投捞电泵进行注采一体化开采的工艺方法
CN115012892B (zh) * 2022-07-01 2023-09-29 中国海洋石油集团有限公司 一种通过投捞电泵进行注采一体化开采的工艺方法
CN115263260A (zh) * 2022-08-19 2022-11-01 深圳清华大学研究院 富含有机物岩层超临界水氧化的原位转化系统及转化方法
CN115263260B (zh) * 2022-08-19 2023-09-29 深圳清华大学研究院 富含有机物岩层超临界水氧化的原位转化系统及转化方法
CN117888862A (zh) * 2024-03-18 2024-04-16 贵州大学 原位大面积钻空建炉煤炭气化及煤油和/或煤层气同采方法
CN117888862B (zh) * 2024-03-18 2024-05-17 贵州大学 原位大面积钻空建炉煤炭气化及煤油和/或煤层气同采方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2671880C1 (ru) 2018-11-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2671880C1 (ru) Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления
Guo et al. In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review
RU2576267C1 (ru) Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа
RU2263774C2 (ru) Способ получения углеводородов из богатой органическими соединениями породы
EP1276964B1 (en) A method for treating a hydrocarbon containing formation
US4127172A (en) Viscous oil recovery method
US20150068749A1 (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
EA009350B1 (ru) Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент
RU2694328C1 (ru) Способ интенсификации добычи газообразных углеводородов из неконвенциональных низкопроницаемых газоносных пластов сланцевых плеев/формаций и технологический комплекс для его осуществления
EA037800B1 (ru) Способ получения водорода in-situ из подземных углеводородных пластов
US20130098607A1 (en) Steam Flooding with Oxygen Injection, and Cyclic Steam Stimulation with Oxygen Injection
CA2837471C (en) Method of recovering heavy oil from a reservoir
CN107178350A (zh) 一种原位提取油页岩中烃类的方法
MX2012011315A (es) Proceso mejorado de recuperacion por combustion in situ usando pozo horizontal individual para extraer petroleo y gases de combustion hacia superficie.
CN106437657A (zh) 一种利用流体对油页岩进行原位改造和开采的方法
Xia et al. 3-D physical model studies of downhole catalytic upgrading of Wolf Lake heavy oil using THAI
CA2897196A1 (en) Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment
US10947827B2 (en) Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation
Pei et al. Performance and important engineering aspects of air injection assisted in situ upgrading process for heavy oil recovery
US20150184499A1 (en) Enhanced recovery of hydrocarbon through supercritical wet combustion, gravity stable in deep heavy-oil reservoirs
WO2015059026A2 (en) Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions
CN114876429B (zh) 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法
RU2801030C2 (ru) Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов
RU2741644C1 (ru) Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов
RU2726693C1 (ru) Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления

Legal Events

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

Ref document number: 17910105

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: 17910105

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1