WO2023068971A1 - Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелых нефтей и битумов - Google Patents

Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелых нефтей и битумов Download PDF

Info

Publication number
WO2023068971A1
WO2023068971A1 PCT/RU2022/050332 RU2022050332W WO2023068971A1 WO 2023068971 A1 WO2023068971 A1 WO 2023068971A1 RU 2022050332 W RU2022050332 W RU 2022050332W WO 2023068971 A1 WO2023068971 A1 WO 2023068971A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
oil
formation
hydrogen
reservoir
air
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/050332
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Павел Аркадьевич АФАНАСЬЕВ
Алексей Николаевич ЧЕРЕМИСИН
Евгений Юрьевич ПОПОВ
Original Assignee
Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования Сколковский институт науки и технологий
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
Priority claimed from RU2021130533A external-priority patent/RU2786927C1/ru
Application filed by Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования Сколковский институт науки и технологий filed Critical Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования Сколковский институт науки и технологий
Publication of WO2023068971A1 publication Critical patent/WO2023068971A1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, for implementation as a tertiary method for increasing oil recovery in developed, depleted and already abandoned due to high water cut fields.
  • the invention is most applicable to deposits of heavy, extra-heavy oils and bitumen with moderate and high initial water saturation, and it is also possible to apply to deposits of medium and light oil.
  • hard-to-recover hydrocarbon reserves include deposits of extra-heavy oils and bitumen, the extraction of which is associated with additional technical difficulties that entail additional capital investments and operating costs.
  • the proposed invention will allow the development of deposits of heavy, extra-heavy oils and bitumen, as it will lead to an irreversible increase in the mobility of reservoir fluids.
  • heavier feedstock is preferable in the implementation of the technology, as it allows reaching higher temperatures in the reservoir during the process of in situ combustion (IVF) of reservoir fluids.
  • Hydrogen can be used as a fuel for gas-fired boilers (heating residential buildings, industry), turbines (power plants, industry) and high-efficiency fuel cells (transport).
  • hydrogen as a direct participant in chemical reactions, is necessary in the cycle for the production of ammonia, methanol, synthetic fuel, and rocket fuel.
  • Hydrogen is used in oil refining, in the production of glass, cosmetics, vitamins, soaps, detergents, pure metals, and more.
  • An organic solvent is injected through the pipe holes, consisting of a mixture of aliphatic and aromatic hydrocarbons, with the possibility of washing out the residues of the previously injected catalyst from the wellbore and delivering it to the oil-saturated formation zone. Then the well is closed for a period of at least two days. Steam is injected at a temperature from 200 °C to 350 °C, at a pressure in the formation from 3.0 MPa to 15.0 MPa, the productive formation is heated, brought to a temperature of 200 °C to 300 °C, and the steam injection is continued for a period of time. less than five days with the possibility of aquathermolysis reactions in the reservoir. The well is stopped for a period of 5 days to 14 days, liquid products are taken from the well. However, as the oil cools, its viscosity again increases significantly, making it difficult to transport through the pipeline, which is a disadvantage.
  • a catalyst is pumped through vertical observation wells for in-situ upgrading of high-viscosity oils and natural bitumen in reservoir conditions in an amount that makes it possible to reduce heavy resinous-asphaltene substances, viscosity and density of produced oil inside the reservoir.
  • This analogue is also carried out already in the developed fields of high-viscosity oils and natural bitumen using existing horizontal production and injection wells, as well as vertical observation wells by means of steam gravity drainage.
  • the disadvantage of the analog is the increase in the viscosity of the oil after it cools.
  • Hydrogen is a source of "green” energy, since the release of energy during its oxidation does not lead to the formation of greenhouse gases.
  • the described invention provides for the extraction of improved (improved composition) oil from deposits of viscous, high-viscosity oils and bitumen simultaneously with the production of hydrogen-containing gas.
  • the produced oil will have reduced values of viscosity and density and will have improved fluidity, even after being extracted from the reservoir.
  • the oil recovery factor can be increased even from heavy oil fields at a late stage of development.
  • the technical problem facing the invention is to increase oil recovery, i.e. extraction of additional quantities of oil for deposits of heavy, extra-heavy oils and bitumen with moderate and high initial water saturation.
  • An additional technical challenge facing the invention is the catalytic in-situ upgrading of the produced hydrocarbon feedstock.
  • Another technical problem facing the invention is the production of hydrogen in a hydrocarbon deposit, which makes it possible to simultaneously produce hydrogen-containing gas.
  • the technical result of the claimed invention is an increase in the degree of oil recovery and, as a result, an increase in the efficiency of the development of deposits of heavy, extra-heavy oils and bitumen.
  • An additional technical result is expressed in an irreversible decrease in the viscosity and density of the produced hydrocarbon raw material and an increase in its mobility.
  • Another technical result is to enrich the mixture of synthetic gases (combustion gases) with hydrogen.
  • the technical problem is solved, and the technical result is achieved by means of a method for increasing oil recovery from heavy oil and bitumen deposits, which ensures the production of refined oil and hydrogen-containing gas, including the use of existing wells or the organization of at least two wells: injection and production wells, to obtain an air-oil mixture in
  • injection well a water-soluble precursor of a metal-containing catalyst, water vapor to push the catalyst precursor into the reservoir, in the direction of the production well, and form solid particles of the active catalyst, as well as preheat the active zone of the reservoir, and air, enriched air or others mixtures with oxygen content
  • the resulting air-oil mixture is ignited in the reservoir by means of an ignition device in the injection well with the process of in-situ oil combustion, while additionally, water or steam and air are injected alternately, ensuring the optimal mode of impact on the reservoir in order to intensify the processes oil displacement or hydrogen generation.
  • the technical result is also achieved due to the fact that the produced hydrogen-containing gas is subjected to separation into components on the surface, and undesirable components (greenhouse gases) are pumped back into the reservoir through an injection well.
  • the technical result is also achieved due to the fact that vertical, inclined or horizontal wells are used to implement the invention, including horizontal wells located one above the other.
  • the technical result is also achieved due to the fact that for the implementation of the technology a combination of solutions of precursors of metal-containing catalysts capable of decomposition at elevated temperatures, including suspensions of insoluble metal-containing catalysts, is used.
  • the technical result is also achieved due to the fact that electric or electromagnetic emitters are used as an ignition device.
  • the technical result is also achieved due to the fact that oxygen, oxygen-enriched air or synthetic mixtures containing oxygen are used as the air injected into the formation.
  • FIG. 1 is a diagram illustrating the proposed method.
  • the figure has the following designations: 1 - injection well, 2 - production well, 3 - temperature profile of the process by zones.
  • Zone I - is a burned-out area of the reservoir, with almost zero oil saturation and trace amounts of petroleum coke. In this area, the injected air (oxygen) is heated due to heat exchange with the heated reservoir rock.
  • Zone II - is an area in which high-temperature oxidation reactions take place, strongly heating the rock and forming a combustion front.
  • Zone III an area enriched with gases - combustion products and synthetic gases, formed mainly during non-catalytic processes (such as CO 2 , CO, N 2 , H 2 , CH 4 ).
  • Zone IV a reservoir area enriched in petroleum coke formed as a result of low-temperature oxidation processes.
  • Zone V is a zone in which the processes of hydrogen generation are actively taking place, as well as the processes of cracking, hydrocracking and aquathermolysis of oil are intensified.
  • the zone is also enriched with active catalyst particles.
  • Zone VI - a zone enriched with superheated water vapor.
  • Zone VII an area of the reservoir saturated with oil and light-boiling oil fractions formed during in-situ oil upgrading and condensed as a result of a decrease in temperature.
  • Zone VIII a zone of water vapor condensation, a zone of increased water saturation.
  • Zone IX the zone of preliminary processes of catalytic oil upgrading, mainly due to the processes of catalytic aquathermolysis.
  • Zone X - a zone of increased oil saturation due to the displaced oil gathering here, including low-viscosity oil formed due to enrichment with light-boiling oil fractions.
  • Zone XI undisturbed formation zone with initial fluid saturations and initial formation temperature.
  • the claimed method for increasing oil recovery from heavy oil and bitumen deposits which ensures the production of improved oil and hydrogen-containing gas, offers the production of additional quantities of oil with reduced values of viscosity and density and a hydrogen-enriched gas mixture.
  • the ratio of the amounts of produced oil and hydrogen can vary depending on the mode being implemented and is determined by the sequence of injections of water vapor and air into the reservoir and their quantities.
  • the present invention aims to increase oil recovery and can be applied to depleted and flooded fields. It is also assumed that the fields at the late stage of development already have infrastructure (stock of wells and pipelines), the use of which will significantly reduce the capital costs for the implementation of the technology. Thus, the described invention can give a second life to depleted deposits and increase their efficiency.
  • the present invention ensures the development of fields of hard-to-recover hydrocarbons (including oil source rocks): heavy and extra-heavy oils and bitumen, increases the oil recovery of already developed fields (including flooded ones) and guarantees the production of two useful products at once: oil of improved composition and hydrogen.
  • the invention includes the use of existing wells or the organization of at least two wells: injection and production wells, to obtain an air-oil mixture in the reservoir through the injection well, the following are sequentially pumped into the reservoir: a water-soluble precursor of a metal-containing catalyst, water vapor for pushing the catalyst precursor into the reservoir, in the direction production well, and the formation of solid particles of the active catalyst, preliminary heating of the formation with steam, which also provides the formation and promotion of solid particles of the active catalyst, sequential heating of the formation to high temperatures, due to the HSV part of the oil, with simultaneous displacement of oil and hydrogen-containing gas to the production well, and stage of joint production of oil and hydrogen-containing gas.
  • the described invention provides for the extraction of improved (improved composition) oil from deposits of high-viscosity oils and bitumens simultaneously with production of hydrogen-containing gas.
  • the produced oil will have reduced values of viscosity and density and will have improved fluidity, even after being extracted from the reservoir.
  • the oil recovery factor can be increased even from heavy oil fields at a late stage of development.
  • the invention involves drilling at least two vertical or horizontal wells located at a distance of 200 m to 2 km from each other: one injection well (for pumping a water-soluble catalyst precursor, steam and air into the formation) and one production well (for the production of oil and hydrogen-containing gas ).
  • one injection well for pumping a water-soluble catalyst precursor, steam and air into the formation
  • one production well for the production of oil and hydrogen-containing gas .
  • wells existing in the field including horizontal wells, including those located one above the other, as in the standard SAGD process.
  • the invention includes the following main steps:
  • aqueous solution of a metal-containing salt or a mixture of such salts will be injected.
  • water-soluble transition metal compounds can be chosen, the decomposition of which occurs at temperatures below 600 °C.
  • the most suitable are salts of Mo, Co, Ni, V and Fe - nitrates, oxalates, acetates and oleates, as well as ammonium salts and metal-containing acids (for example, ammonium paramolybdate, ammonium metavanadate, etc.), since they are easily decomposed at temperatures achievable in the reservoir due to the injection of steam and air (oxygen) and the implementation of the HSV process, and the cheapest compounds of transition metals ([7] I. R.
  • Asphaltenes are converted into coke and a mixture of gas products: hydrogen, methane, carbon mono- and dioxide.
  • methane and hydrogen monoxide can also be converted into hydrogen during catalytic processes of methane steam reforming, water gas shift reaction and methane cracking, according to the reaction equations:
  • the generated hydrogen will be located directly in front of the high-temperature combustion front, being displaced to the production well together with the heated oil by a shaft of combustion gases and steam.
  • significant concentrations of hydrogen in the product gases can be achieved as a result of the catalytic water gas shift reaction.
  • the invention also implies the active occurrence of reactions of cracking, hydrocracking and aquathermolysis of oil as a result of the simultaneous presence of hydrogen, oil, water vapor and a catalyst in the reservoir.
  • the invention also involves additional injection of water (steam) into the injection well during the advancement of the combustion front from the injection well to the production well, since it is necessary to ensure contact between the injected water (steam) and petroleum coke formed during low-temperature oil oxidation before the high-temperature combustion front.
  • cyclic stimulation of the formation is preferable, which consists in alternating water (steam) and air injections.
  • FIG. 1 shows a diagram illustrating the proposed method. As the in-situ combustion of the oil saturating the reservoir passes, zones with sharply different properties are formed.
  • the method of heating the active zone of the formation to the required temperatures - HSV saturating the formation of oil leads to the consumption of only up to 10% of the oil, while providing almost a piston displacement of the rest of the oil.
  • To intensify the processes of gasification of the coke formed during the SHG the presence of significant amounts of water vapor in the reservoir is necessary.
  • the amount of water required can be calculated based on the initial water saturation of the formation, oil characteristics, the estimated speed of the combustion front advance, and the temperature at the combustion front.
  • wet VPG makes it possible to more efficiently use the heat generated in the reservoir to intensify the processes of displacement and oil upgrading, implies an expansion of the combustion front and a slowdown in its advancement.
  • a decrease in temperature at the combustion front will reduce the rate of chemical reactions of oil transformations. Therefore, the implementation of the technology in the fields of superheavy oils and bitumens is preferable, since it implies the release of a large amount of heat during the oxidation of such hydrocarbons, compared with the oxidation of light oils.
  • the described invention is especially suitable for use in depleted, depleted and flooded heavy oil and bitumen fields, as it can significantly increase the oil recovery factor from such fields, and high reservoir water saturation is a favorable factor for the technology.
  • the high water content in the reservoir leads to the generation of significant amounts of steam in the reservoir during the process of oil SHG, which, in turn, participates in the processes of oil aquathermolysis, coke gasification, methane steam reforming and water gas shift reaction, as a reactant.
  • the invention allows to reduce the cost of transportation and processing of produced oil due to in-situ oil upgrading, which leads to a significant decrease in the viscosity and density of oil due to a decrease in the content of tar-asphaltene substances and an increase in the content of light-boiling hydrocarbon fractions.
  • the decrease in viscosity and density of oil occurs as a result of a decrease in the average molecular weight of hydrocarbon molecules and an increase in fluid temperature, compared to the reservoir, and provides an increase in oil mobility, which leads to the production of additional quantities of it.
  • the advantage of the invention also lies in the absence of the need to pump expensive (often hydrocarbon) hydrogen donors into the reservoir for the implementation of oil upgrading processes - hydrogenation, hydrocracking and aquathermolysis.
  • the hydrogen required for these processes is generated directly in the reservoir and can be used in-situ.
  • Pure hydrogen can be produced by introducing a hydrogen-selective membrane into a production well, or as a result of the release of undesirable gas components - oxides of carbon, nitrogen and sulfur from a synthetic gas mixture (hydrogen-containing gas) at the surface, with the implementation of the injection of greenhouse gases back into the formation.
  • the resulting hydrogen can be attributed to the "blue" according to the international classification.
  • Such hydrogen can be used as an environmentally friendly fuel to ensure the operation of power plants at the field and reduce the overall carbon footprint from the use of hydrocarbons as energy carriers.
  • hydrogen can be transported and used as a feedstock for oil refining or fuel for gas turbines, high efficiency fuel cells, etc.
  • the claimed invention considers the mandatory incomplete conversion of hydrocarbons that saturate the reservoir into gas products and implies, first of all, additional production of oil with improved density and viscosity, simultaneously with the possible production of hydrogen.
  • the invention provides for the formation of a self-sustaining high-temperature combustion front moving towards the production well.
  • the invention also implies mandatory in-situ upgrading of produced oil with partial consumption of synthesized hydrogen. Extraction of the remaining quantities of hydrogen in the form of hydrogen-containing gas (including synthesis gas) is possible together with oil production.
  • the invention proposes a unique mode of action on oil-bearing formations, implying a combination of injection of a catalyst precursor solution, steam and air (oxygen), leading to the simultaneous occurrence of non-catalytic processes of oil combustion and coke gasification and catalytic processes of cracking, hydrocracking, aquathermolysis and steam reforming of methane (including the shift reaction water gas).
  • the implementation of the technology will increase the oil recovery of heavy oil and bitumen deposits and ensure the production of hydrogen-containing gas.
  • the implementation of the invention will solve two acute problems of the energy sector at once: economically profitable production of hydrogen with low emissions and the development of unclaimed, hard-to-recover hydrocarbon reserves, as well as a deeper extraction of hydrocarbons from deposits at a late stage of development.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности для месторождений тяжелых, сверхтяжелых нефтей и битумов с умеренной и высокой исходной водонасыщенностью. Проводят закачку в пласт водорастворимого металл-содержащего прекурсора катализатора на первом шаге, закачку в пласт пара - на втором шаге и закачку в пласт воздуха на третьем шаге. В результате первых двух стадий происходит предварительный разогрев пласта и формирование активного катализатора непосредственно в поровом пространстве породы. На третьей стадии осуществляют поджиг воздушно-нефтяной смеси для запуска процесса внутрипластового горения нефти. Повышенная температура на фронте горения приводит к генерации водорода непосредственно перед фронтом горения, в основном, посредством газификации образующегося нефтяного кокса и реакции сдвига водяного газа. Изобретение позволяет повысить эффективность разработки месторождений тяжелых, сверхтяжелых нефтей и битумов, снизить вязкость и плотность добываемого углеводородного сырья и увеличить его подвижности, обогатить смеси синтетических газов водородом.

Description

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ И БИТУМОВ
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, для реализации в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи в разрабатываемых, истощённых и, уже оставленных по причине высокой обводнённости, месторождениях. Изобретение наиболее применимо для месторождений тяжёлых, сверхтяжёлых нефтей и битумов с умеренной и высокой исходной водонасыщенностью, а также возможно применение для месторождений средней и легкой нефти.
Уровень техники
Примерно половина всех разрабатываемых нефтяных месторождений в России находится на поздней стадии разработки. Добыча нефти из таких месторождений вскоре может стать экономически невыгодной. При этом остаточная нефтей асы щен н ость пород сохраняется достаточно высокой и составляет 40-60% от начальной. Реализация на таких месторождениях технологий, направленных на увеличение степени извлечения нефти, позволит повысить эффективность разработки и приводит к добыче дополнительных количеств нефти.
Кроме того, согласно данным Минэнерго примерно 65% всех доказанных запасов нефти в России приходится на долю трудноизвлекаемых запасов. Кроме месторождений с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, к трудноизвлекаемым углеводородным запасам можно отнести месторождения сверхтяжёлых нефтей и битумов, добыча которых сопряжена с дополнительными техническими сложностями, влекущими за собой дополнительные капиталовложения и эксплуатационные затраты. Предлагаемое изобретение позволит разрабатывать месторождения тяжёлых, сверхтяжёлых нефтей и битумов, так как будет приводить к необратимому увеличению подвижности пластовых флюидов. Наоборот, более тяжёлое сырьё - предпочтительно при реализации технологии, так как позволяет достигать в пласте более высоких температур в процессе внутрипластового горения (ВПГ) пластовых флюидов. Так, например, из уровня техники известен способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (см. [1] патент РФ на изобретение № 2494242, МПК Е21 В 43/243, опубл. 27.09.2013), включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, до закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°С, после чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин, далее при превышении пластового давления из горизонтальной скважины извлекается электронагреватель и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления описанные выше операции повторяются. Недостатками таких решений являются большие трудозатраты и низкий уровень нефтеотдачи, т.к. приходиться периодически устанавливать и извлекать электронагреватели и насосное оборудование.
В свою очередь, углеводородные ресурсы ограничены, не возобновляемы, а их потребление связано с выбросом в атмосферу колоссальных количеств оксидов углерода, азота и серы - основных парниковых газов. В то же время нельзя допустить повышения средней температуры на планете более чем на 2 °C в течение текущего столетия во избежание необратимых последствий глобального потепления ([2] International Renewable Energy Agency, Global Energy Transformation: A Roadmap to 2050. Abu Dhabi, 2019). Ha данный момент, в результате ежегодного роста потребления энергии, наблюдается увеличение количества выбросов парниковых газов в атмосферу. Потому многие страны уже заявили о переходе к низкоуглеродной экономике в ближайшее время для снижения выбросов в атмосферу парниковых газов ([3] United Nations, “Framework Convention on Climate Change” 2015). Угроза глобального потепления наряду с растущей потребностью человечества в энергетических ресурсах диктуют необходимость развития нетрадиционной и альтернативной энергетики, в том числе водородной энергетики. Использование водорода в качестве энергоносителя является новым мировым трендом, однако необходима разработка новых низкоуглеродных способов синтеза водорода.
Водород может быть использован в качестве топлива для газовых котлов (отопление жилых зданий, промышленность), турбин (электростанции, промышленность) и высокоэффективных топливных ячеек (транспорт). Кроме того, водород, как непосредственный участник химических реакций - необходим в цикле производства аммиака, метанола, синтетического топлива, ракетного топлива. Водород используют в нефтепереработке, при производстве стекла, косметики, витаминов, мыл, моющих средств, чистых металлов и другого. Таким образом, можно заключить, что водород является не только ценным энергетическим, но и производственным ресурсом, а его роль в будущем будет только расти.
Из уровня техники известен способ разработки битуминозных карбонатных коллекторов с использованием циклической закачки пара и катализатора акватермолиза (см. [4] патент РФ на изобретение № 2717849, МПК Е21 В 43/24, опубл. 26.03.2020), в котором в наклонно-направленную скважину с эксплуатационной колонной опускают колонну труб с возможностью закачки рабочего агента в интервал щелевой перфорации продуктивного пласта. Через отверстия трубы производят закачку катализатора акватермолиза нефти, содержащего: органическую нефтерастворимую соль никеля; смесь алифатических и ароматических углеводородов, посредством цементировочного агрегата с использованием насосов. Объем закачки рассчитывают по формулам в зависимости от наличия или отсутствия данных по размерам паровой камеры. Через отверстия трубы производят закачку органического растворителя, состоящего из смеси алифатических и ароматических углеводородов, с возможностью вымывания остатков закачанного ранее катализатора из ствола скважины и доставки его в нефтенасыщенную зону пласта. Далее закрывают скважину на срок не менее двух суток. Закачивают пар при температуре от 200 °C до 350 °C, при давлении в пласте от 3,0 МПа до 15,0 МПа, прогревают продуктивный пласт, доводят до температуры от 200 °C до 300 °C и продолжают закачку пара в течение не менее пяти суток с возможностью протекания реакций акватермолиза в продуктивном пласте. Скважину останавливают на срок от 5 суток до 14 суток, производят отбор жидкой продукции из скважины. Однако по мере остывания нефти, её вязкость вновь значительно увеличивается, затрудняя транспортировку по трубопроводу, что является недостатком.
Из уровня техники известен способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума (см. [5] патент РФ на изобретение № 2728002, МПК Е21 В 43/24, опубл. 28.07.2020), заключающийся в строительстве горизонтальных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, либо в использовании уже имеющихся этих скважин, закачивании теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и создании паровой камеры, последующем отборе продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контролировании состояния паровой камеры, причем в качестве теплоносителя используют перегретый пар. Через вертикальные наблюдательные скважины закачивают катализатор для внутрипластового облагораживания высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях в количестве, обеспечивающем возможность снижения тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, вязкости и плотности добываемой нефти внутри пласта. Использование указанного аналога также осуществляют уже на разрабатываемых месторождениях высоковязких нефтей и природных битумов с применением уже имеющихся горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин путем парогравитационного дренажа. Недостатком аналога является увеличение вязкости нефти после её остывания.
Из уровня техники известен процесс производства водорода (см. [6] US8763697B2, МПК Е21 В 43/24, 01.07.2014) подразумевает закачку в пласт месторождения углеводородов металл-содержащего катализатора, разогрев указанной зоны пласта до температуры, при которой происходит конверсия углеводородов в водород и добычу водорода из добывающей скважины, расположенной над активной зоной реакций. Процесс преимущественно рассматривает протекание каталитических процессов паровой конверсии метана (включая реакцию сдвига водяного газа) и парциального окисления метана. Разогрев пласта может происходить в результате закачки пара или воздуха с осуществлением внутрипластвого горения углеводородов. Возможна добыча водорода из нефтяных и газовых месторождений (в том числе газа низкопроницаемх коллекторов и метана угольных пластов), в том числе истощённых и обводнённых, с одновременным захоронением углекислого газа. Аналог рассматривает получение активного катализатора из растворимых металл-содержащих соединений in-situ в количестве 5 - 400 кг/мЗ, либо использование катализатора в нагнетательной скважине. Предполагаемый диапазон температур, достижимых в зоне реакций в пласте 250 - 1100 С. Аналог допускает улучшение добычи нефти из добывающей скважины.
Поскольку месторождения тяжёлой нефти содержат более половины доказанных нефтяных запасов России, их разработка является важной стратегической задачей. Однако добыча тяжёлых и сверхтяжёлых нефтей затруднена ввиду высокой вязкости и плотности таких нефтей. Ещё более сложной задачей является добыча природных битумов, которые неподвижны при пластовых температурах.
Наиболее распространёнными способами увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлой нефти и природных битумов являются тепловые методы. Увеличение температуры пласта, насыщенного углеводородами, приводит к снижению вязкости нефти, увеличивая её подвижность. Однако по мере остывания нефти, её вязкость вновь значительно увеличивается, затрудняя транспортировку по трубопроводу (необходима вязкость в диапазоне 200 - 300 сП). Кроме этого, в дальнейшем такую нефть сложнее перерабатывать. Потребуются увеличенные количества водородсодержащего газа на гидроочистку, гидрокрекинг и изомеризацию фракций такой нефти.
Так, около половины всего производимого в мире водорода идёт на переработку нефтяного сырья. В свою очередь водород является также важным энергетическим носителем и ценным нефтехимическим сырьём. Водород является источником «зелёной» энергии, так как высвобождение энергии при его окислении не приводит к образованию парниковых газов.
Описываемое изобретение обеспечивает добычу облагороженной (улучшенного состава) нефти из месторождений вязких, высоковязких нефтей и битумов одновременно с добычей водородсодержащего газа. При этом добываемая нефть будет иметь сниженные значения вязкости и плотности и будет обладать улучшенной текучестью, даже после извлечения из пласта. Таким образом, может быть увеличен коэффициент извлечения нефти даже из месторождений тяжёлой нефти на поздней стадии разработки. Сущность изобретения
Технической задачей, стоящей перед изобретением, является увеличение нефтеотдачи, т.е. добыча дополнительных количеств нефти для месторождений тяжёлых, сверхтяжёлых нефтей и битумов с умеренной и высокой исходной водонасыщенностью. Дополнительной технической задачей, стоящей перед изобретением, является каталитическое внутрипластовое облагораживание добываемого углеводородного сырья. Ещё одной технической задачей, стоящей перед изобретением, является получение водорода в месторождении углеводородов, что обеспечивает возможность одновременной добычи водородсодержащего газа.
Техническим результатом заявленного изобретения является увеличение степени извлечения нефти и как следствие повышение эффективности разработки месторождений тяжёлых, сверхтяжёлых нефтей и битумов. Дополнительный технический результат выражается в необратимом снижении вязкости и плотности добываемого углеводородного сырья и увеличении его подвижности. Ещё один технический результат заключается в обогащении смеси синтетических газов (газов горения) водородом.
Техническая задача решается, а технический результат достигается за счёт способа увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа, включающий использование уже имеющихся или организацию по меньшей мере двух скважин: нагнетательной и добывающей скважин, для получения воздушно-нефтяной смеси в пласте через нагнетательную скважину последовательно закачивают в пласт: водорастворимый прекурсор металлсодержащего катализатора, водяной пар для продавливания прекурсора катализатора в пласт, в направлении добывающей скважины, и формирования твёрдых частиц активного катализатора, а также предварительного разогрева активной зоны пласта, и воздух, обогащенный воздух или другие смеси с содержанием кислорода, далее реализуют поджиг полученной воздушно-нефтяной смеси в пласте посредством устройства поджига в нагнетательной скважине с осуществлением процесса внутрипластового горения нефти, при этом дополнительно осуществляют поочерёдную закачку воды или пара и воздуха, обеспечивающими оптимальный режим воздействия на пласт с целью интенсификации процессов вытеснения нефти или генерации водорода.
Технический результат также достигается за счёт того, что добытый водородсодержащий газ подвергают разделению на компоненты на поверхности, а нежелательные компоненты (парниковые газы) закачивают назад в пласт через нагнетательную скважину.
Технический результат также достигается за счёт того, что для реализации изобретения используют вертикальные, наклонные или горизонтальные скважины, в том числе, расположенные друг над другом горизонтальные скважины. Технический результат также достигается за счёт того, что для реализации технологии используют комбинацию растворов прекурсоров металлсодержащих катализаторов, способных к разложению при повышенной температуре, в том числе с суспензиями нерастворимых металлсодержащих катализаторов.
Технический результат также достигается за счёт того, что в качестве устройства поджига используют электрические или электромагнитные излучатели.
Технический результат также достигается за счёт того, что в качестве закачиваемого в пласт воздуха использован кислород, обогащённый кислородом воздух или синтетические смеси, содержащие кислород.
Краткое описание чертежей
На Фиг. 1 — приведена схема, иллюстрирующая предложенный способ.
На рисунке имеются следующие обозначения: 1 - нагнетательная скважина, 2 - добывающая скважина, 3 - температурный профиль процесса по зонам.
Римскими цифрами I - XI - различные зоны:
Зона I - представляет из себя прогоревшую область пласта, с практически нулевой нефтенасыщенностью и следовыми количествами нефтяного кокса. В этой области закачиваемый воздух (кислород) разогревается за счёт теплообмена с разогретой породой пласта.
Зона II - представляет из себя область, в которой проходят реакции высокотемпературного окисления, сильно разогревая породу и формируя фронт горения.
Зона III - область, обогащённая газами - продуктами горения и синтетическими газами, образующимися в основном в ходе некаталитических процессов (такими как СО2, СО, N2, Н2, СН4).
Зона IV - область пласта, обогащённая нефтяным коксом, образующимся в результате протекания процессов низкотемпературного окисления.
Зона V - зона, в которой активно протекают процессы генерации водорода, а также интенсифицированы процессы крекинга, гидрокрекинга и акватермолиза нефти. Зона также обогащена частицами активного катализатора.
Зона VI - зона, обогащённая перегретым водяным паром.
Зона VII - область, пласта, насыщенная нефтью и лёгкокипящими нефтяными фракциями, образовавшимися в ходе внутрипластового облагораживания нефти и сконденсировавшимися в следствие снижения температуры.
Зона VIII - зона конденсации водяного пара, зона увеличенной водонасыщенности.
Зона IX - зона протекания предварительных процессов каталитического облагораживания нефти, в основном за счёт процессов каталитического акватермолиза. Зона X - зона повышенной нефтенасыщенности за счёт собирающейся здесь вытесненной нефти, содержащая в том числе маловязкую нефть, образовавшуюся за счёт обогащения лёгкокипящими нефтяными фракциями.
Зона XI - невозмущённая зона пласта с исходными насыщенностями флюидами и начальной пластовой температурой.
Осуществление изобретения
Заявленный способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа предлагает добычу дополнительных количеств нефти со сниженными значениями вязкости и плотности и газовой смеси, обогащённой водородом. При этом соотношение количеств добываемой нефти и водорода может меняться в зависимости от реализуемого режима и определяется последовательностью закачек в пласт водяного пара и воздуха и их количествами.
Предлагаемое изобретение преследует цель увеличения нефтеотдачи и может быть применено на истощённых и обводнённых месторождениях. Предполагается также, что на месторождениях на поздней стадии разработки уже присутствует инфраструктура (фонд скважин и трубопроводов), использование которой позволит заметно снизить капитальные затраты на реализацию технологии. Таким образом, описываемое изобретение может дать вторую жизнь выработанным месторождениям и повысить их эффективность.
Предлагаемое изобретение обеспечивает разработку месторождений трудноизвлекаемых углеводородов (в том числе нефтематеринских пород): тяжёлых и сверхтяжёлых нефтей и битумов, увеличивает нефтеотдачу уже разработанных месторождений (в том числе обводнённых) и гарантирует добычу сразу двух полезных продуктов: нефти улучшенного состава и водорода. Изобретение включает использование уже имеющихся или организацию по меньшей мере двух скважин: нагнетательной и добывающей скважин, для получения воздушно-нефтяной смеси в пласте через нагнетательную скважину последовательно закачивают в пласт: водорастворимый прекурсор металлсодержащего катализатора, водяной пар для продавливания прекурсора катализатора в пласт, в направлении добывающей скважины, и формирования твёрдых частиц активного катализатора, предварительный разогрев пласта паром, обеспечивающий также формирование и продвижение твёрдых частиц активного катализатора, последовательный разогрев пласта до высоких температур, за счёт ВПГ части нефти, с одновременным вытеснением нефти и водородсодержащего газа к добывающей скважине, и стадию совместной добычи нефти и водородсодержащего газа.
Описываемое изобретение обеспечивает добычу облагороженной (улучшенного состава) нефти из месторождений высоковязких нефтей и битумов одновременно с добычей водородсодержащего газа. При этом добываемая нефть будет иметь сниженные значения вязкости и плотности и будет обладать улучшенной текучестью, даже после извлечения из пласта. Таким образом, может быть увеличен коэффициент извлечения нефти даже из месторождений тяжёлой нефти на поздней стадии разработки.
Данный эффект может быть достигнут в результате паро-воздушного воздействия на пласт, за счёт реализации процесса влажного ВПГ в присутствии заранее внесённого в пласт прекурсора катализатора. Так, изобретение предполагает бурение минимум двух вертикальных или горизонтальных скважин, находящихся на расстоянии друг от друга от 200 м до 2 км: одной нагнетательной (для закачки в пласт водорастворимого прекурсора катализатора, пара и воздуха) и одной добывающей (для добычи нефти и водородсодержащего газа). При этом возможно использование существующих на месторождении скважин, в том числе горизонтальных скважин, в том числе расположенных одна над другой как в стандартном процессе SAGD. Кроме этого, для реализации ВПГ нефти, перед началом процесса необходимо осуществить поджиг воздушно-нефтяной смеси, например, с помощью электрического или микроволнового излучателя, помещенного в нагнетательную скважину или предварительного разогрева пласта с помощью закачки пара или другого теплоносителя. В дальнейшем возможно также распространение технологии на всё месторождение с использованием стандартных 5-ти и 7-ми точечных моделей расположения добывающих и нагнетательных скважин.
Изобретение включает в себя следующие основные стадии:
А. Закачка прекурсора катализатора, предварительный разогрев пласта
На этой стадии предполагается закачка водного раствора металлсодержащей соли или смеси таких солей. Для этой цели могут быть выбраны водорастворимые соединения переходных металлов, разложение которых происходит при температурах ниже 600 °C. Наиболее подходящими являются соли Mo, Со, Ni, V и Fe - нитраты, оксолаты, ацетаты и олеаты, а также соли аммония и металлсодержащих кислот (например, парамолибдат аммония, метаванадат аммония и др.), поскольку являются легко разложимыми при температурах, достижимых в пласте за счёт закачки пара и воздуха (кислорода) и осуществления процесса ВПГ, и наиболее дешёвыми соединениями переходных металлов ([7] И. Р. Якупов, Г. П. Каюкова, Д. А. Ибрагимова, Г. А. Галимова, and И. А. Иванова, “Оценка возможности использования процессов внутрипластовой конверсии при освоении тяжелых высоковязких нефтей,” vol. 18, по. 19, рр. 35-39, 2015; [8] И. И. Мухаматдинов, С. А. Ситнов, Д. А. Феоктистов, Я. В. Онищенко, and А. В. Вахин, “Катализатор деструктивного гидрирования тяжёлого углеводородного сырья и способ его применения”, 2017). При этом нет необходимости выбора нефтерастворимых прекурсоров катализатора или использование углеводородных растворителей для закачки в пласт совместно с катализатором. После закачки водного раствора прекурсора катализатора, предлагается осуществить закачку в пласт перегретого водяного пара. Пар позволит продавить водяную «подушку» прекурсора катализатора в пласт, в направлении добывающей скважины, а также предварительно разогреет активную зону пласта до температур 300 - 350 °C. Разогрев приведёт к обратимому снижению вязкости пластового флюида в виду теплового расширения. При этом также ожидается выпадение твёрдых конгломератов частиц катализатора и их разложение с формированием активной фазы катализатора. Предварительный прогрев пласта до 300 - 350 °C приведёт также к активизации процессов внутрипластового каталитического акватермолиза, крекинга и гидрокрекинга. В результате вязкость и плотность нефти будут снижены уже необратимо. Облагораживание нефтяного сырья будет возможно в результате снижения содержания смол и асфальтенов и увеличения фракции лёгких углеводородов.
Б. Осуществление ВПГ нефти, протекание процессов газификации кокса, акватермолиза, крекинга и гидрокрекинга углеводородов, паровой конверсии метана и реакции сдвига водяного газа
На этой стадии необходима закачка в пласт воздуха (кислорода; совместно с закачкой воды, в случае влажного или сверхвлажного ВПГ) и осуществление поджига воздушно-нефтяной смеси (например, с помощью электрического или электромагнитного излучателя или за счет разогрева пласта на стадии А). В результате ожидается формирование высокотемпературного фронта горения, продвигающегося в направлении от нагнетательной к добывающей скважине. Процесс горения условно можно подразделить на стадии низкотемпературного и высокотемпературного окисления. В ходе низкотемпературного окисления мальтены, содержащиеся в нефти, могут превращаться в асфальтены, в результате реакций циклизации, полимеризации и сшивки молекул. Асфальтены же, в свою очередь, преобразуются в кокс и смесь газовых продуктов: водород, метан, моно- и диоксид углерода. При этом метан и монооксид водорода могут быть также преобразованы в водород в ходе каталитических процессов паровой конверсии метана, протекания реакции сдвига водяного газа и крекинга метана, согласно уравнениям реакций:
СН4 + Н2О «-> СО + ЗН2
СО + Н2О СО2 + Н2
СН4 <-> С + 2Н2
Необходимо отметить, что именно небольшие концентрации кислорода на границе продвигающегося воздушного потока и исходной нефти обеспечивают низкотемпературное окисление нефти, в ходе которого протекают реакции полимеризации и циклизации углеводородных молекул, которые в дальнейшем подвергаются крекингу и окислению, формируя кокс. А образуемый в ходе низкотемпературного окисления кокс, который также является топливом для высокотемпературного окисления, может вступать в процесс газификации с образованием водорода и оксидов углерода. Изобретение предполагает режим воздействия, который подразумевает преимущественное протекание процесса паровой газификации образуемого кокса, согласно уравнениям реакций:
С + Н2О Н2 + СО
С + 2Н2О СО2 + 2Н2
С + СО2 2СО
При этом образуемый водород будет находиться непосредственно перед высокотемпературным фронтом горения, вытесняясь к добывающей скважине вместе с разогретой нефтью валом из газов горения и пара. При этом значительные концентрации водорода в продуктовых газах могут быть достигнуты в результате протекания каталитической реакции сдвига водяного газа. Изобретение также подразумевает активное протекание реакций крекинга, гидрокрекинга и акватермолиза нефти в результате одновременного присутствия в пласте водорода, нефти, водяного пара и катализатора. Данные процессы будут приводить к снижению средней молекулярной массы сырья за счёт увеличения доли низкокипящей фракции.
Изобретение предполагает также дополнительные закачки воды (пара) в нагнетательную скважину во время продвижения фронта горения от нагнетательной скважины к добывающей, так как необходимо обеспечить контакт закачиваемой воды (пара) и нефтяного кокса, образующегося в ходе низкотемпературного окисления нефти перед высокотемпературным фронтом горения. Таким образом, для интенсификации процессов генерации водорода, на данной стадии реализации технологии предпочтительно циклическое воздействие на пласт, заключающееся в чередовании закачек воды (пара) и воздуха.
В. Добыча нефти и водородсодержащего газа
В результате повышения температуры пласта (до 800 °C на фронте горения) и протекания вышеописанных процессов, вязкость и плотность нефти будет значительно снижена, а её подвижность увеличена. При этом улучшенные характеристики нефти сохранятся и после её добычи и транспортировки. Облагороженная нефть и водородсодержащий газ могут быть добыты совместно из добывающей скважины и разделены на поверхности. При этом концентрация водорода в водородсодержащем газе может достигать 20% об. и выше.
Таким образом, изобретение приводит к добыче дополнительных количеств нефти и водорода за счёт одновременного протекания процессов внутрипластового облагораживания нефти и внутрипластового синтеза водорода. При этом значительно может быть увеличен коэффициент извлечения нефти из целевого месторождения. На Фиг. 1 приведена схема, иллюстрирующая предложенный способ. По мере прохождения внутрипластового горения насыщающей пласт нефти, формируются зоны с резко различающимися свойствами.
Способ разогрева активной зоны пласта до необходимых температур - ВПГ насыщающей пласт нефти, приводит к потреблению только до 10% нефти, при этом обеспечивая практически поршневое вытеснение остальной нефти. Для интенсификации процессов газификации образующегося в ходе ВПГ кокса, необходимо присутствие в пласте значительных количеств водяного пара. В случае низкой исходной водонасыщенности пласта, необходимо осуществление периодической закачки в пласт воды (пара), параллельно с закачкой воздуха (кислорода), для возможности осуществления влажного ВПГ. При этом количества необходимой воды могут быть рассчитаны исходя из исходной водонасыщенности пласта, характеристик нефти, расчётной скорости продвижения фронта горения и температуры на фронте горения. Влажное ВПГ, с одной стороны, позволяет более эффективно использовать образующееся в пласте тепло для интенсификации процессов вытеснения и облагораживания нефти, подразумевает расширение фронта горения и замедление скорости его продвижения. С другой стороны, снижение температуры на фронте горения снизит скорость протекания химических реакций преобразований нефти. Потому осуществление технологии на месторождениях сверхтяжёлых нефтей и битумов является предпочтительным, так как подразумевает выделение большого количества тепла при окислении таких углеводородов, по сравнению с окислением лёгких нефтей.
Известно, что после реализации вторичных методов добычи углеводородов, дебит добывающих скважин значительно падает. Однако коэффициент извлечения нефти при этом низок, а в поровом пространстве пласта по-прежнему остаётся до 60% нефти. Описываемое изобретение особенно пригодно для применения на выработанных, истощённых и обводнённых месторождениях тяжёлых нефтей и битумов, так как может значительно увеличить коэффициент извлечения нефти из таких месторождений, а высокая водонасыщенность пласта является благоприятным фактором для технологии. Высокое содержание воды в пласте приводит к генерации значительных количеств пара в пласте в ходе процесса ВПГ нефти, который, в свою очередь участвует в процессах акватермолиза нефти, газификации кокса, парового риформинга метана и реакции сдвига водяного газа, в качестве реагента. В случае обратимости происходящих химических превращений, увеличенная концентрация водяного пара, как исходного реагента, приводит к сдвигу термодинамического равновесия системы в сторону продуктов, обеспечивая большую конверсию кокса, метана и монооксида углерода и приводя к дополнительным количествам синтезируемого водорода.
Изобретение позволяет снизить расходы на транспортировку и переработку добываемой нефти за счёт внутрипластового облагораживания нефти, которое ведёт к значительному снижению вязкости и плотности нефти за счёт снижения содержания смолисто-асфальтеновых веществ и увеличения содержания легкокипящих углеводородных фракций. Снижение вязкости и плотности нефти происходит в следствие снижения средней молекулярной массы углеводородных молекул и повышения температуры флюида, по сравнению с пластовой, и обеспечивает увеличение подвижность нефти, что приводит к добыче дополнительных её количеств.
Преимущество изобретения также заключается в отсутствии необходимости закачки в пласт дорогостоящих (чаще углеводородных) доноров водорода для осуществления процессов облагораживания нефти - гидрирования, гидрокрекинга и акватермолиза. Необходимый для этих процессов водород генерируется непосредственно в пласте и может быть использован in-situ.
В результате реализации технологии ожидается добыча дополнительных количеств нефти с улучшенными плотностными и вязкостными характеристиками (облагороженной), а также добыча водородсодержащего газа. При этом процессы гидрогенизации, гидрокрекинга, оксигенолиза, гидродесульфуризации и другие, происходящие при акватермолизе нефти, будут значительно активизированы в присутствии водорода непосредственно в пласте, повышая эффективность процесса облагораживания.
Чистый водород может быть добыт посредством внедрения в добывающую скважину водород-селективной мембраны, либо в результате выделения нежелательных газовых компонентов - оксидов углерода, азота и серы из синтетической газовой смеси (водородсодержащего газа) на поверхности, с реализацией закачки парниковых газов назад в пласт. При этом полученный водород можно будет отнести к «голубому» по международной классификации. Такой водород может быть использован в качестве экологически чистого топлива для обеспечения работы энергоустановок на месторождении и снижения общего углеродного следа от использования углеводородов в качестве энергоносителей. Или водород может быть транспортирован и использован в качестве сырья для нефтепереработки или топлива для газовых турбин, высокоэффективных топливных ячеек и др.
Так, при реализации влажного ВПГ тяжёлой нефти на нефтяном месторождении (терригенный коллектор) на поздней стадии разработки, в случае достижения на фронте горения высоких температур порядка 700 - 800 °C, даже при неоптимизированных параметрах процесса, ожидается концентрация водорода в продуктовой газовой смеси на уровне 20 - 30%. При этом также произойдёт мобилизация и вытеснение остаточной нефти с достижением около нулевой нефтенасыщенности. Оптимизация технологических параметров, направленных на интенсификацию процессов генерации водорода, позволяет рассчитывать на увеличение концентрации водорода в водородсодержащем газе до 40 - 70%. Заявляемое изобретение рассматривает обязательное неполное превращение углеводородов, насыщающих пласт в газовые продукты и подразумевает в первую очередь дополнительную добычу нефти с улучшенными показателями плотности и вязкости, одновременно с возможной добычей водорода. Изобретение предусматривает образование передвигающегося, по направлению к добывающей скважине, самоподдерживающегося высокотемпературного фронта горения. Изобретение также подразумевает обязательное внутрипластовое облагораживание добываемой нефти с частичным потреблением синтезируемого водорода. Добыча оставшихся количеств водорода в виде водородсодержащего газа (в том числе синтез-газа) возможна совместно с добычей нефти.
Изобретение предлагает уникальный режим воздействия на нефтеносные пласты, подразумевающий комбинацию закачек раствора прекурсора катализатора, пара и воздуха (кислорода), ведущую к одновременному протеканию некаталитических процессов горения нефти и газификации кокса и каталитических процессов крекинга, гидрокрекинга, акватермолиза и парового риформинга метана (включая реакцию сдвига водяного газа).
Таким образом, реализация технологии позволит увеличить нефтеотдачу месторождений тяжёлых нефтей и битумов и обеспечит добычу водород содержащего газа. Внедрение изобретения позволит решить сразу две острых проблемы энергетического сектора: экономически выгодное производство водорода с низким уровнем выбросов и освоение невостребованных, трудноизвлекаемых углеводородных запасов, а также более глубокое извлечения углеводородов из месторождений на поздней стадии разработки.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа, включающий использование уже имеющихся или организацию по меньшей мере двух скважин: нагнетательной и добывающей скважин, для получения воздушно-нефтяной смеси в пласте через нагнетательную скважину последовательно закачивают в пласт:
• водорастворимый прекурсор металлсодержащего катализатора,
• водяной пар для продавливания прекурсора катализатора в пласт, в направлении добывающей скважины, и формирования твёрдых частиц активного катализатора, а также предварительного разогрева активной зоны пласта, и,
• воздух, обогащенный воздух или другие смеси с содержанием кислорода, далее реализуют поджиг полученной воздушно-нефтяной смеси в пласте посредством устройства поджига в нагнетательной скважине с осуществлением процесса внутрипластового горения нефти, при этом дополнительно осуществляют поочерёдную закачку воды или пара и воздуха, обеспечивающими оптимальный режим воздействия на пласт с целью интенсификации процессов вытеснения нефти или генерации водорода.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что добытый водородсодержащий газ подвергают разделению на компоненты на поверхности, а нежелательные компоненты (парниковые газы) закачивают назад в пласт через нагнетательную скважину.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для реализации изобретения используют вертикальные, наклонные или горизонтальные скважины, в том числе, расположенные друг над другом горизонтальные скважины.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что для реализации технологии используют комбинацию растворов прекурсоров металлсодержащих катализаторов, способных к разложению при повышенной температуре, в том числе с суспензиями нерастворимых металлсодержащих катализаторов.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве устройства поджига используют электрические или электромагнитные излучатели.
6. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве закачиваемого в пласт воздуха использован кислород, обогащённый кислородом воздух или синтетические смеси, содержащие кислород.
PCT/RU2022/050332 2021-10-20 2022-10-19 Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелых нефтей и битумов WO2023068971A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021130533 2021-10-20
RU2021130533A RU2786927C1 (ru) 2021-10-20 Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов, обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023068971A1 true WO2023068971A1 (ru) 2023-04-27

Family

ID=86058502

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/050332 WO2023068971A1 (ru) 2021-10-20 2022-10-19 Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелых нефтей и битумов

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2023068971A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN118008230A (zh) * 2024-02-05 2024-05-10 中海石油气电集团有限责任公司 一种基于燃烧供热的富油煤原位一体化综合开发利用方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2139415C1 (ru) * 1998-01-21 1999-10-10 Башкирский государственный университет Способ добычи полезных ископаемых
WO2010026400A2 (en) * 2008-09-08 2010-03-11 Iris-Forskningsinvest As Process for generating hydrogen
RU2386801C1 (ru) * 2009-02-27 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2139415C1 (ru) * 1998-01-21 1999-10-10 Башкирский государственный университет Способ добычи полезных ископаемых
WO2010026400A2 (en) * 2008-09-08 2010-03-11 Iris-Forskningsinvest As Process for generating hydrogen
RU2386801C1 (ru) * 2009-02-27 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN118008230A (zh) * 2024-02-05 2024-05-10 中海石油气电集团有限责任公司 一种基于燃烧供热的富油煤原位一体化综合开发利用方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20050239661A1 (en) Downhole catalytic combustion for hydrogen generation and heavy oil mobility enhancement
US7882893B2 (en) Combined miscible drive for heavy oil production
US6016867A (en) Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking
RU2671880C1 (ru) Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления
US20060042794A1 (en) Method for high temperature steam
EP1276964B1 (en) A method for treating a hydrocarbon containing formation
US20080023197A1 (en) Apparatus, system, and method for in-situ extraction of hydrocarbons
EP1276967A2 (en) A method for treating a hydrocarbon containing formation
US4036299A (en) Enriching off gas from oil shale retort
EA037800B1 (ru) Способ получения водорода in-situ из подземных углеводородных пластов
US3978925A (en) Method for recovery of bitumens from tar sands
US20150192002A1 (en) Method of recovering hydrocarbons from carbonate and shale formations
WO2023068971A1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелых нефтей и битумов
Askarova et al. Application of oil in situ combustion for the catalytic methane conversion in the porous medium of the gas reservoir
CN103912252A (zh) 一种湿式火烧吞吐采油方法
CA2847742C (en) In situ combustion recovery process for mature steam-assisted gravity drainage operations
US4186800A (en) Process for recovering hydrocarbons
RU2786927C1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи месторождений тяжёлых нефтей и битумов, обеспечивающий добычу облагороженной нефти и водородсодержащего газа
Abdulkadir et al. Application of thermal methods for heavy oil recovery: Phase one
US4233166A (en) Composition for recovering hydrocarbons
CN114876429B (zh) 利用井筒催化生热开采稠油油藏的方法
US2871942A (en) In situ combustion
US3460621A (en) Cyclic steam injection and gas drive
US8991491B2 (en) Increasing enhanced oil recovery value from waste gas
RU2569375C1 (ru) Способ и устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта

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: 22884154

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE