RU2835408C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума Download PDFInfo
- Publication number
- RU2835408C1 RU2835408C1 RU2024126125A RU2024126125A RU2835408C1 RU 2835408 C1 RU2835408 C1 RU 2835408C1 RU 2024126125 A RU2024126125 A RU 2024126125A RU 2024126125 A RU2024126125 A RU 2024126125A RU 2835408 C1 RU2835408 C1 RU 2835408C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- viscosity
- steam
- natural bitumen
- carbon dioxide
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 148
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 79
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 64
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 61
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 36
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims abstract description 14
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 242
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 56
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 34
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 34
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 23
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 22
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 17
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Natural products CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 14
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 13
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 13
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 12
- 230000009471 action Effects 0.000 description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 11
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 229940099259 vaseline Drugs 0.000 description 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 5
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 125000003367 polycyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 2
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 2
- 125000004070 6 membered heterocyclic group Chemical group 0.000 description 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000000852 hydrogen donor Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000012994 industrial processing Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000006188 syrup Substances 0.000 description 1
- 235000020357 syrup Nutrition 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способу разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пласта из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов. Способ включает закачивание в пласт через добывающую скважину теплоносителя. После чего в пласт закачивают в количестве 0,1-10 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости. Переходный металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al. Щелочной металл выбран из группы Li, Na, K. Массовое соотношение таллат : дисперсия равно от 1 : 10 до 10 : 1. Затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи. Далее закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют водяной пар при температуре 150-350°С. Затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума. 1 ил.
Description
Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально к нефтяной промышленности, и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с применением технологии парогазовой обработки залежи.
Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта за счет последовательного осуществления трех технологических действий (этапов) в заявленном техническом решении, а именно:
на первом этапе проводят закачку теплоносителя, затем катализатора, представляющего собой таллат переходного металла, где металл выбран из группы: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K,
далее на втором этапе следует закачка диоксида углерода,
на третьем этапе проводят закачку водяного пара, который в совокупности с применением катализатора обеспечивает возможность интенсификации нефтеотдачи с необратимым эффектом снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов.
Кроме того, принимая во внимание наличие факта необратимого эффекта снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, автоматически реализована возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума. Дополнительным техническим результатом является частичная утилизация закачанного в пласт диоксида углерода, посредством его каталитического преобразования в легкие алканы, дополнительно снижающие вязкость нефти или битума.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.
Парогазовое воздействие - процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара и различных газов [http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html].
Паротепловая обработка скважин (ПТОС) - технология, заключающаяся в том, что в пласт через скважину закачивают теплоноситель (водяной пар), объем которого в пересчете на конденсат (т.е. воду) обычно составляет 1000-3000 тонн, далее скважину останавливают на срок от нескольких до десятков суток - так называемый период пропитки - после чего пускают в эксплуатацию [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр. 30-31].
Устье скважины - верхняя, приповерхностная, видимая часть скважины, на которой производится монтаж насосного и прочего оборудования [https://rengm.ru/burenie/konstrukcija-skvazhiny-na-neft-i-gaz-shema.html].
Забой скважины - самая нижняя часть скважины, «дно», через которое осуществляется закачка технологических жидкостей, теплоносителей и др, а также обеспечение оптимальных условий извлечения флюида из продуктивного пласта [https://rengm.ru/rengm/zaboi-neftjanoi-skvazhiny-konstrukcija.html].
Паронефтяной фактор (паронефтяной коэффициент) - отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой нефти за счет паротеплового воздействия [https://studbooks.net/1789797/geografiya/sravnenie_metodov_povysheniya _nefteotdachi].
Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) - это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы - в основном, ванадий, никель, железо и молибден. Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах, обычно подразумевают смолы и асфальтены [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Смолы - твердые аморфные вещества либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4-5 колец, 1-3 метильных групп и 1 длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Асфальтены - аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4-5 фрагментов, которые в свою очередь, содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].
Анализ выявленных заявителем из уровня техники аналогов в исследуемой области показал следующее:
- освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;
- подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловое воздействие на пласт, которое является наиболее надежным и эффективно применяемым способом освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума или парогазовые методы;
- одним из актуальных и перспективных направлений развития термических методов добычи высоковязких нефтей и природных битумов является совершенствование тепловых методов воздействия на пласт, включающее любое дополнительное воздействие (физическое, химическое), которое имеет своей целью повышение рентабельности и эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.
Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе внутрипластовой добычи нефти при воздействии пара или других газов, например, диоксида углерода, которое, как известно, является краткосрочным и обратимым, наблюдается только в период непосредственного воздействия в пласте и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 50 до 300°С.
По мере же снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет уже около 50°С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды. Закачанные газы при атмосферном давлении удаляются из добытой нефти. Вследствие указанных факторов наблюдается весьма быстрое увеличение вязкости добываемой нефти по причине её остывания - вследствие чего вязкость в пластовых условиях возрастает от минимальной 10 сантипуаз (далее сП) при 250°С, до 300 сП при 50°С, в поверхностных условиях до 3000 сП при 20°С. Таким образом, в процессе добычи нефти при движении ее от продуктивного пласта по направлению к скважине и далее на поверхность, вязкость нефти возрастает на два порядка, например, от 10 сП до 3000 сП, что реально можно представить в виде изменения консистенции от состояния воды до состояния густого сиропа, из указанного явно следует, что при такой вязкости возникает проблема по транспортировке продукта по трубопроводам.
Указанная проблема на дату представления заявочных материалов решается разными способами, при этом преимущественным и наиболее распространенным способом является подогрев добываемого флюида в местах его остывания, что является весьма дорогостоящим, сложным и низкоэффективным техническим решением.
Кроме того, паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.
Закачиваемый диоксид углерода является экологически небезопасным газом, вследствие чего повышаются требования к снижению выделения диоксида углерода при проведении технологических процессов.
Основываясь на вышеизложенном, заявителем установлено, что на дату представления заявочных материалов в мире актуальны следующие технические проблемы:
- по увеличении охвата продуктивного пласта тепловым воздействием с целью снижения вязкости и повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума;
- по упрощению перекачки добытой продукции по трубопроводу, которые вызывают существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке высоковязкой нефти и природного битума в целом, ввиду того, что паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры углеводородов до температуры окружающей среды на поверхности;
- по снижению объемов эмиссии диоксида углерода в технологических процессах.
Кроме того, освоение месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением паротеплового воздействия сопряжено со значительными экономическими затратами на генерацию теплоносителя, например, пара, в требуемых объемах, так как в основном паронефтяной фактор характеризуется высокими значениями экономических затрат.
Принимая во внимание актуальные технические проблемы, заявителем предложено посредством введения в пласт химических реагентов и катализаторов, а также диоксида углерода с дальнейшей закачкой водяного пара для внутрипластового облагораживания высоковязкой нефти или природных битумов и трансформации диоксида углерода в легкие алканы в пластовых условиях, что будет обеспечивать снижение вязкости нефти до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - обеспечивать возможность транспортировки нефти по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку.
Воздействие катализатора на высоковязкие нефти и природные битумы приводит к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно:
- предотвращению процесса сшивания высокомолекулярных радикалов, снижению доли САВ на 11% за счет нейтрализации свободных радикалов водородом, образовавшимся при высокотемпературном воздействии катализатора на нафтен-ароматические компоненты нефти;
- увеличению доли легких фракций до 15% за счет термокаталитической деструкции смол и асфальтенов;
- гидрированию диоксида углерода в легкие алканы за счет термического воздействия в присутствии катализатора и доноров водорода;
- необратимому снижению вязкости до 60% по сравнению с исходной нефтью, за счет применения катализаторов, описанных в патенте №2608192, которые способствуют снижению доли САВ, увеличению доли легких фракций, что, как следствие, приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению энергозатрат на транспортировку и, в целом, к снижению капитальных затрат на промышленную переработку высоковязких нефтей и природных битумов (см. более детально описание к патенту на изобретение RU №2608192).
Применение катализатора для облагораживания высоковязкой нефти и природного битума в пластовых условиях также уменьшит энергозатраты и положительно сказывается на процессах добычи, сбора, подготовки и транспортировки углеводородного сырья.
Таким образом, дополнительное химическое воздействие на пласт с применением катализаторов обеспечит возможность внутрипластовой химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в условиях пласта, а также позволит увеличить коэффициент охвата пласта парогазовым воздействием и частично утилизировать закачанный диоксид углерода.
Вследствие выполнения указанных действий с использованием заявленного технического решения, включающего совокупность заявленных технологических процессов, а именно - закачка катализатора, диоксида углерода и закачка водяного пара, обеспечивается повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума за счет увеличения коэффициента охвата продуктивного пласта совокупным тепловым, химическим и каталитическим воздействием.
Далее заявителем приведен анализ уровня техники на дату представления заявочных материалов, которые относятся к повышению эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума в условиях паротеплового воздействия на пласт в присутствии и отсутствии щелочных растворов.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2009313 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти», включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают.
Недостатком данного способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла ввиду последующей закачки холодной воды, что приводит к остыванию пласта, добываемого флюида и, как следствие, повышению его (флюида) вязкости, длительным простоем скважины в период пропитки, что предполагает наличие высокого паронефтяного фактора. Кроме того, закачка холодной воды после прогрева пласта паром исключает введение катализатора (по заявленному техническому решению), представляющего собой оксиды переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo и щелочных металлов, где металлы выбраны из группы Na, K, что исключает протекание химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, и, соответственно, указанный способ не обеспечивает снижение доли смол и асфальтенов и увеличение доли легких фракции, и, как следствие, вязкость и плотность высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях остаются на высоком уровне.
Из исследованного уровня техники, заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2486334 «Способ разработки месторождения высоковязкой нефти». Сущностью известного технического решения является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, отличающийся тем, что определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением диоксида углерода под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.
Существенным недостатком является то, что известный способ характеризуется низкой экологической эффективностью в связи с тем, что в процессе реализации способа создают дополнительные источники CO2 и, как следствие, вследствие увеличивают выброс парниковых газов в атмосферу; не предусмотрена утилизация или использование CO2, отделяемого из добываемой продукции; трудоемкость реализации способа, связанная со сложностью приготовления рабочих растворов в промысловых условиях; значительные материальные затраты на реализацию способа вследствие использования разнообразных дополнительных химических реагентов (затраты на их приобретение и хранение).
Из исследованного уровня техники, заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2627336 «Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой диоксида углерода». Сущностью известного технического решения является способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой диоксида углерода, включающий закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, отличающийся тем, что выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж 0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл 0, где qж - текущий дебит жидкости скважины, qж 0 - начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз - текущее забойное давление, Рпл 0 - начальное пластовое давление, Рнас - давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют диоксид углерода - СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзак max, где qзак max - максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн - вертикальное горное давление, при достижении qзак max закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдоб max, где qдоб max - максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.
Недостатками способа является низкая экологическая эффективность, связанная с отделением СО2 от нефти; низкая эффективность реализации способа из-за добавления к пару охлажденного CO2, что приводит к снижению температуры пара и нецелесообразности осушки CO2, т.к. его будут закачивать с паром; низкая эффективность сжигания топлива с избытком воздуха по мере возрастания количества CO2 в попутном нефтяном газе в процессе добычи.
Из исследованного уровня техники, заявителем выявлено изобретение по патенту РФ № 2435951 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти». Сущностью известного технического решения является способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ, в качестве которого может быть использован диоксид углерода.
Основными недостатками известного технического решения по сравнению с заявленным техническим решением является:
1 - низкий коэффициент нефтеизвлечения пласта, т.е. эффективности процесса вытеснения нефти из нефтеносного пласта и, как следствие, низкий показатель извлечения нефти;
2 - незначительная деструкция смол и асфальтенов и, как следствие, недостаточное снижение их (смол и асфальтенов) содержания, которые определяют высокую вязкость нефти;
3 - низкое содержание легкой фракции, включающей насыщенные и ароматические углеводороды, вследствие незначительной деструкции смол и асфальтенов;
4 - высокий паронефтяной фактор ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
5 - высокая плотность нефти ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
6 - высокое содержание серы ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
7 - недостаточный охват пласта за счет отсутствия совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
8 - обратимое снижение вязкости, то есть возрастание вязкости до первоначальной при извлечении нефти на поверхность и ее остывании, что приводит к высоким энергозатратам на добычу, подготовку, а также последующую транспортировку и переработку нефти;
9 - недостаточный показатель дебита;
10 - отсутствие утилизации диоксида углерода при закачке его в пласт.
Выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по отдельным признакам, поэтому прототип не выявлен, и формула изобретения составлена без ограничительной части.
Техническим результатом заявленного технического решения является разработка способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с закачкой теплоносителя, затем катализатора, представляющего собой таллат переходного металла, где металл выбран из группы: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K, и закачка диоксида углерода, устраняющего недостатки аналогов, а именно, обеспечивающего возможность:
1 - повышения коэффициента нефтеизвлечения пласта, т.е. эффективности процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей за счет за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
2 - интенсификации деструкции асфальто-смолистых веществ в течение всего периода освоения месторождения, то есть снижение их доли в добываемой высоковязкой нефти и природного битума;
3 - увеличения содержания легких фракций, включающие насыщенные и ароматические углеводороды;
4 - снижения паронефтяного фактора за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
5 - снижения плотности нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
6 - снижения содержания серы в нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;
7 - увеличения охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
8 - необратимого снижения вязкости за счет деструкции высокомолекулярных компонентов - смол и асфальтенов;
9 - повышения дебита в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;
10 - осуществления утилизации диоксида углерода при закачке его в пласт.
Указанные результаты обеспечиваются за счет применения совокупности признаков заявленного технического решения.
Заявитель уточняет, что таллат переходного металла и дисперсия щелочного металла в инертной органической жидкости являются известными как таковыми из уровня техники, а именно - по патентам РФ №2782670 и РФ №2790845,соответственно.
Сущностью изобретения является способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в том, что в пласт через добывающую скважину закачивают теплоноситель, затем в количестве от 0,1 до 10,0 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла, где металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K, в массовом соотношении таллат : дисперсия = от 1 : 10 до 10 : 1; затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи; далее закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар при температуре 150-350°С; затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.
Заявленное техническое решение иллюстрируется графическими материалами.
В графических материалах приведена Таблица, в которой представлены результаты осуществления заявленного способа путем проведения эксперимента на месторождении высоковязкой нефти и природного битум.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Параметры реальной скважины, выбранной в качестве пилотного объекта, составляют: радиальный элемент пласта радиусом 350 м, залегающий на глубине 1125 м, насыщен нефтью вязкости 2600 мПа⋅с при пластовых условиях: температуре 20°С и давлении 7,0 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа с содержанием карбонатного цемента до 10 % и имеет достаточно однородную структуру. Начальная нефтенасыщенность 0,75, средняя пористость - 19,7%. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта. При осуществлении закачки теплоносителя, например, пара, температура и давление пара на устье скважины 374,5°С и 19 МПа, соответственно. При этом на забое скважины температура и давление составляет 350°С и 17 МПа, соответственно. Параметры исходной нефти: содержание насыщенных углеводородов составило 25,1 % масс., ароматических углеводородов 32,1 % масс., смол 36,6 % масс., асфальтенов 6,2 % масс., вязкость 2600 мПа⋅с, плотность 0,971 г/см3, содержание серы 4,2 % масс. (см.Таблицу, столбец 1). В качестве критерия оценки утилизации диоксида углерода определяли степень конверсии диоксида углерода.
В залежь высоковязкой нефти или природного битума через добывающую скважину закачивают теплоноситель, например, пар, затем катализатор в количестве от 0,1 до 10,0 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла, где металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K,, в массовом соотношении таллат : суспензия = от 1 : 10 до 10 : 1; затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи; далее закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар при температуре 150-350°С; затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.
Распределившись в пласте, катализатор запускает процесс разрушения смол и асфальтенов при последовательной закачке диоксида углерода и пара, за счет чего снижается плотность, вязкость нефти, содержание в ней серы, азота. Таким образом, удается решить сразу две задачи - улучшить как химический, так и качественный состав добываемой нефти (битума). Это, в свою очередь, позволяет повысить нефтеотдачу и упростить дальнейшую добычу, сбор, подготовку и транспортировку. После последующей закачки диоксида углерода катализатор обеспечивает его (диоксида углерода) утилизацию путем гидрирования до легких нормальных алканов.
Заявителем установлено (см. Таблицу), что в результате паротеплового воздействия в присутствии катализатора и диоксида углерода интенсифицируются процессы деструктивного гидрирования, при этом содержание смол и асфальтенов снижается, одновременно с чем наблюдают возрастание доли насыщенной фракции и ароматической фракции, снижается вязкость и паронефтяной фактор, содержание серы, повышается дебит нефти, коэффициент нефтеизвлечения, а также степень конверсии диоксида углерода.
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного способа.
Заявитель уточняет, что перед закачкой катализатора и диоксида углерода скважина эксплуатировалась и подвергалась паротепловому воздействию при температуре 300°С, который обозначен как контрольный опыт (см. Таблицу). По итогам проведения контрольного опыта получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 2,5 т/сут, паронефтяной фактор 3,5 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,25;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 26,2 % масс., ароматических углеводородов 31,0 % масс., смол 35,8 % масс., асфальтенов 7,0 % масс., вязкость 3035 мПа⋅с, плотность 0,982 г/см3, содержание серы 4,2 % масс.
Пример 1. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Cr и дисперсии щелочного металла Li в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 2,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Cr и дисперсии щелочного металла Li в вазелиновом масле в массовом соотношении катализатор : дисперсии щелочного металла = 5 : 2, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 275°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 1 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 4,1 т/сут, паронефтяной фактор 2,9 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,29;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 27,0 % масс., ароматических углеводородов 37,3 % масс., смол 30,2 % масс., асфальтенов 5,5 % масс., вязкость 2208 мПа⋅с, плотность 0,960 г/см3, содержание серы 3,0 % масс.;
- конверсия СО2 составила 11,5 отн.%.
Пример 2. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Mn и дисперсии щелочного металла K в инертной органической жидкости - толуоле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 5,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Mn и щелочного металла К в толуоле в массовом соотношении 2:5, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 300°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 2 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 4,5 т/сут, паронефтяной фактор 2,7 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,33;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 36,8 % масс., ароматических углеводородов 37,0 % масс., смол 20,6 % масс., асфальтенов 5,6 % масс., вязкость 1950 мПа⋅с, плотность 0,951 г/см3, содержание серы 2,8 % масс.;
- конверсия СО2 составила 14,3 отн.%.
Пример 3. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Fe и дисперсии щелочного металла Na в инертной органической жидкости - дизельном топливе, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 3,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Fe и щелочного металла Na в дизельном топливе в массовом соотношении 1:10, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 325°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 3 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 7,0 т/сут, паронефтяной фактор 2,3 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,4;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 40,8 % масс., ароматических углеводородов 39,5 % масс., смол 15,2 % масс., асфальтенов 4,5 % масс., вязкость 1877 мПа⋅с, плотность 0,945 г/см3, содержание серы 2,4 % масс.;
- конверсия СО2 составила 17,2 отн.%.
Пример 4. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Co и дисперсии щелочного металла K в инертной органической жидкости - толуоле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 9,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Co и щелочного металла К в толуоле в массовом соотношении 1:1, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 150°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 4 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 3,5 т/сут, паронефтяной фактор 3,0 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,30;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 28,1 % масс., ароматических углеводородов 36,6 % масс., смол 29,5 % масс., асфальтенов 5,8 % масс., вязкость 2150 мПа⋅с, плотность 0,967 г/см3, содержание серы 3,6 % масс.;
- конверсия СО2 составила 12,4 отн.%.
Пример 5. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Ni и дисперсии щелочного металла Na в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 7,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Ni и щелочного металла Na в вазелиновом масле в массовом соотношении 6:5, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 250°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 5 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 7,5 т/сут, паронефтяной фактор 2,2 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,35;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 30,5 % масс., ароматических углеводородов 43,9 % масс., смол 20,5 % масс., асфальтенов 5,1 % масс., вязкость 1754 мПа⋅с, плотность 0,950 г/см3, содержание серы 2,5 % масс.;
- конверсия СО2 составила 17,7 отн.%.
Пример 6. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Cu и дисперсии щелочного металла Li в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 7,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Cu и щелочного металла Li в вазелиновом масле в массовом соотношении 4:7, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 300°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 6 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 6,5 т/сут, паронефтяной фактор 2,5 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,32;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 33,1 % масс., ароматических углеводородов 36,2 % масс., смол 25,0 % масс., асфальтенов 5,7 % масс., вязкость 2010 мПа⋅с, плотность 0,953 г/см3, содержание серы 3,1 % масс.;
- конверсия СО2 составила 15,8 отн.%.
Пример 7. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Zn и дисперсии щелочного металла Li в инертной органической жидкости - уайт-спирите, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 10,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Zn и щелочного металла Na в уайт-спирите в массовом соотношении 7:4, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 350°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 7 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 3,0 т/сут, паронефтяной фактор 3,2 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,28;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 25,5 % масс., ароматических углеводородов 33,7 % масс., смол 34,8 % масс., асфальтенов 6,0 % масс., вязкость 2350 мПа⋅с, плотность 0,968 г/см3, содержание серы 3,7 % масс.;
- конверсия СО2 составила 9,2 отн.%.
Пример 8. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Mo и дисперсии щелочного металла K в инертной органической жидкости - толуоле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 0,1 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Mo и щелочного металла K в толуоле в массовом соотношении 9:2, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 250°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 8 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 8,0 т/сут, паронефтяной фактор 2,1 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,45;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 41,2 % масс., ароматических углеводородов 45,2 % масс., смол 10,1 % масс., асфальтенов 3,5 % масс., вязкость 1320 мПа⋅с, плотность 0,920 г/см3, содержание серы 2,0 % масс.;
- конверсия СО2 составила 19,1 отн.%.
Пример 9. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Al и дисперсии щелочного металла Na в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода
На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 0,5 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Al и дисперсии щелочного Na в вазелиновом масле в массовом соотношении 8:3, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 225°С, затем производят отбор продукта из скважины.
По итогам проведения эксперимента по Примеру 8 получили следующие показатели:
- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 6,2 т/сут, паронефтяной фактор 2,5 тонн пара/м3 дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,32;
- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 34,8 % масс., ароматических углеводородов 34,7 % масс., смол 25,5 % масс., асфальтенов 5,0 % масс., вязкость 2101 мПа⋅с, плотность 0,955 г/см3, содержание серы 3,3 % масс.;
- конверсия СО2 составила 15,5 отн.%.
Таким образом, из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем решены все выявленные технические проблемы и достигнуты заявленные технические результаты:
1 - повышен коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи пласта) с 0,25 до 0,45, т.е. увеличена эффективность процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей и битумов за счет нагнетания катализатора, двуокиси углерода и водяного пара;
2 - достигнута интенсификация деструкции смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения и снижение доли смол (с 35,8 % масс. до 10,1 % масс.) и асфальтенов (с 7,0 % масс. до 3,5 % масс.);
3 - достигнуто увеличение доли легких фракций - насыщенных (с 26,2 % масс. до 41,2 % масс.) и ароматических углеводородов (с 31,0 % масс. до 45,2 % масс.);
4 - снижен паронефтяной фактор до показателя с 3,5 т пара/т дополнительно добытой нефти до 2,1 т пара/т дополнительно добытой нефти;
5 - снижена плотность нефти с 0,982 г/см3 до 0,920 г/см3;
6 - снижено содержание серы в нефти с % масс. 4,2 % масс. до 2,0 % масс.;
7 - достигнуто увеличение охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;
8 - достигнуто необратимое снижение вязкости с 3035 мПа·с до 1320 мПа·с при н.у.;
9 - достигнуто повышение дебита нефти с 2,5 т/сут до 8,0 т/сут в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;
10 - достигнута конверсия диоксида углерода до 19,1 отн. %.
Использование заявленного технического решения возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и на существующих вертикальных и горизонтальных скважинах, что не влияет на совокупность существенных признаков и достижение заявленного технического результата. При этом с помощью вертикальных скважин можно проводить последовательную, пошаговую обработку всего пласта.
Применение заявленного способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (нефтеотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов.
По мнению заявителя, предполагаемое изобретение эффективно даже для нерентабельных в настоящее время месторождений углеводородного сырья, которые ранее были законсервированы вследствие высокой стоимости извлечения вязкого флюида и, конечно же, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленная совокупность признаков не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому изобретениям, так как может быть реализовано в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых, например, высоковязкой нефти и природных битумов.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, отличающийся тем, что в пласт через добывающую скважину закачивают теплоноситель, затем в количестве 0,1-10 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла, где металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K, в массовом соотношении таллат : дисперсия, равном от 1 : 10 до 10 : 1, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи; далее закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар при температуре 150-350°С; затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2835408C1 true RU2835408C1 (ru) | 2025-02-25 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2846138C1 (ru) * | 2025-06-09 | 2025-09-01 | Акционерное Общество "Кириллица" | Способ повышения эффективности добычи различных типов трудноизвлекаемых запасов углеводородов и технологический комплекс для его осуществления |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4217956A (en) * | 1978-09-14 | 1980-08-19 | Texaco Canada Inc. | Method of in-situ recovery of viscous oils or bitumen utilizing a thermal recovery fluid and carbon dioxide |
| US4469177A (en) * | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
| US4487262A (en) * | 1982-12-22 | 1984-12-11 | Mobil Oil Corporation | Drive for heavy oil recovery |
| US10669827B2 (en) * | 2011-06-28 | 2020-06-02 | Conocophilips Company | Recycling CO2 in heavy oil or bitumen production |
| RU2728002C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума |
| RU2773594C1 (ru) * | 2021-06-16 | 2022-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4217956A (en) * | 1978-09-14 | 1980-08-19 | Texaco Canada Inc. | Method of in-situ recovery of viscous oils or bitumen utilizing a thermal recovery fluid and carbon dioxide |
| US4469177A (en) * | 1982-11-29 | 1984-09-04 | Mobil Oil Corporation | Recovery of viscous oil from asphaltic oil-containing formations |
| US4487262A (en) * | 1982-12-22 | 1984-12-11 | Mobil Oil Corporation | Drive for heavy oil recovery |
| US10669827B2 (en) * | 2011-06-28 | 2020-06-02 | Conocophilips Company | Recycling CO2 in heavy oil or bitumen production |
| RU2728002C1 (ru) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума |
| RU2773594C1 (ru) * | 2021-06-16 | 2022-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ООО "РИТЭК") | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума |
| RU2782670C1 (ru) * | 2022-02-26 | 2022-10-31 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Катализатор для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов |
| RU2794400C1 (ru) * | 2022-09-30 | 2023-04-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Композиция для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов и способ ее получения |
| RU2812659C1 (ru) * | 2023-03-06 | 2024-01-31 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Состав для подземного облагораживания тяжелой нефти при закачке пара |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2846138C1 (ru) * | 2025-06-09 | 2025-09-01 | Акционерное Общество "Кириллица" | Способ повышения эффективности добычи различных типов трудноизвлекаемых запасов углеводородов и технологический комплекс для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100594287C (zh) | 对加热的含烃地层流体进行就地氢化处理的方法 | |
| US4848460A (en) | Contained recovery of oily waste | |
| US4448251A (en) | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil | |
| RU2680407C2 (ru) | Способ экстракции битума из нефтеносных песков гликолевым эфиром, блокированного пропиленоксидом на концах цепи | |
| RU2671880C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| US8485257B2 (en) | Supercritical pentane as an extractant for oil shale | |
| US3938590A (en) | Method for recovering viscous asphaltic or bituminous petroleum | |
| US20130045902A1 (en) | Composition and method for recovering heavy oil | |
| EA017711B1 (ru) | Добыча in situ из нагретых остаточным теплом участков в пласте, содержащем углеводороды | |
| RU2590916C1 (ru) | Способ разработки месторождений природных углеводородов в низкопроницаемых пластах | |
| US3327782A (en) | Underground hydrogenation of oil | |
| WO2015059026A2 (en) | Producing hydrocarbons under hydrothermal conditions | |
| US4141417A (en) | Enhanced oil recovery | |
| CA2962274C (en) | Methods and apparatuses for obtaining a heavy oil product from a mixture | |
| US4317487A (en) | Method of recovering oil and other hydrocarbon values from subterranean formations | |
| US3732926A (en) | Method for recovery of hydrocarbons utilizing steam injection | |
| EA009351B1 (ru) | Каталитический состав и его применение для получения углеводородов с низкой молекулярной массой | |
| RU2835408C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума | |
| RU2728002C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума | |
| Vakhin et al. | Fundamentals of In Situ Upgrading | |
| US8991491B2 (en) | Increasing enhanced oil recovery value from waste gas | |
| CN217872746U (zh) | 一种稠油均相加氢减粘生产稀释驱油剂系统装置 | |
| Spirov et al. | The bitumen extraction from Nigerian tar sand using dense carbon dioxide | |
| RU2801030C2 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| US8287721B1 (en) | Method for reducing asphaltene and paraffin content in oil material |