СПОСОБ ДИСПЕРГИРОВАНИЯ НАНОКАТАЛИЗАТОРОВ В НЕФТЕНОСНЫЕ ПЛАСТЫ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2013 года по МПК E21B43/24 B82B1/00 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники изобретения

Варианты осуществления изобретения относятся, в целом, к улучшению характеристик нефтеносных пластов и, в частности, к усовершенствованной системе, способу и устройству для распределения нанокатализаторов в нефтеносных пластах.

Описание существующего уровня техники

Значительные количества тяжелой нефти и битума найдены в Канаде, Венесуэле и Соединенных Штатах. Данные запасы тяжелой нефти и битума обычно отличаются высокой удельной плотностью (0-18° по шкале API), высокой вязкостью (>100000 cp (сантипуаз) (100000 мПа·с) и высоким содержанием серы (например, >5% масс.). В результате данные запасы являются трудными и дорогими для переработки в товарные продукты.

Пиролиз происходит при термическом разложении нефти при температурах более около 650ºF (343ºС). Хотя пиролиз уменьшает вязкость нефти, иногда резко, его результатом часто бывает образование значительных количеств кокса. Данная тепловая реакция также обуславливает необходимое уменьшение плотности с увеличением градусов API, но оказывает слабое воздействие на серу и стремится поднять общее кислотное число, что резко уменьшает ценность нефти для переработки. Для преодоления указанных ограничений должно быть полезным иметь технологию внутрипластового повышения качества сырья до его добычи из скважин.

Обычная послепродажная переработка предусматривает две альтернативных технологии переработки первоначального этапа повышения качества: (1) удаление углерода (т.е. замедленное коксование) или (2) добавление водорода (т.е. гидрирование). Замедленное коксование не подходит для внутрипластового повышения качества вследствие высоких температур (например, около 900ºF(482ºС)-12500ºF(677ºС)) и короткого времени реакции (например, около 2-3 часов), требуемого для завершения технологического процесса.

В отношении гидрирования разработаны нанокатализаторы для различных химических реакций, используемых в способах переработки. Нанокатализаторы являются целесообразными для повышения качества, включающего алкилирование ароматических углеводородов с TiO₂, изомеризацию алканов с TiO₂, дегидрирование/гидрирование связей C-H с TiO₂/Pt, гидрирование двойных связей с TiO₂/Ni и гидрообессеривание тиофена с TiO₂/Ni/Mo. Вместе с тем проблемой, препятствующей применению данных растворов для внутрипластового повышения качества, является отсутствие методики или способа закачки надлежащих катализаторов (т.е. наночастиц) и последующего диспергирования их по участку коллектора добычи.

Технологии внутрипластового преобразования и добычи тяжелой нефти и природных битумов из геологических пластов уже описаны. Смесь восстановительных газов, окисляющих газов и пара подают забойные камеры сгорания, размещенные в стволах нагнетательных скважин. Альтернативно, газовую смесь можно подавать с поверхности. Сжигание смеси восстановительного газа и окисляющего газа осуществляют для производства насыщенного пара высокого массового паросодержания или перегретого пара и горячих восстановительных газов для нагнетания в пласт для повышения качества тяжелой нефти или битума и преобразования их в более легкие углеводороды. Избыточный восстановительный газ, не использованный в качестве топлива, нагнетают в пласт для внутрипластового преобразования нефти в менее вязкую нефть и повышения качества остаточного нефтепродукта. Хотя данное решение целесообразно для многих способов практического применения, оно не подходит для введения и распределения нанокатализаторов в нефтеносном пласте.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В вариантах осуществления изобретения созданы способы добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта посредством распределения нанокатализаторов в нефтеносном пласте и нагрева тяжелой нефти в нем. В одном варианте осуществления создан способ добычи нефтепродуктов из пласта, включающий закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт, содержащий тяжелую нефть, воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал восстановителем, установку парогенератора в пласте, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал, образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

В некоторых примерах нанокатализатор может содержать железо, никель, молибден, вольфрам, титан, ванадий, хром, марганец, кобальт, их сплавы, их оксиды, их сульфиды, их производные или их комбинации. В одном примере нанокатализатор содержит железо и другие металлы, такие как никель и/или молибден. В другом примере нанокатализатор содержит соединение кобальта и соединение молибдена. В другом примере нанокатализатор содержит соединение никеля и соединение молибдена. В другом примере нанокатализатор содержит оксид вольфрама, сульфид вольфрама, их производные или их комбинацию. Каталитический материал может содержать нанокатализатор на носителе из углеродных наночастиц или на оксиде алюминия, диоксиде кремния, молекулярных ситах, керамических материалах, их производных или их комбинациях. Наночастица углерода и нанокатализаторы обычно имеют диаметр менее 1 мкм, в пределах от около 5 нм до около 500 нм.

В других примерах тяжелая нефть, содержащая каталитический материал, может нагреваться паром до температуры менее чем около 600ºF (316ºС), предпочтительно, в пределах от около 250ºF (121ºС) до около 580ºF (304ºС) и более предпочтительно, от около 400ºF (204ºС) до около 550ºF (288ºС). Восстановитель может содержать такой реагент, как газообразный водород, монооксид углерода, синтетический газ, тетралин, декалин, их производные или их комбинации. В других примерах каталитический материал и восстановитель закачиваются в пласт вместе. В одном примере восстановитель содержит газообразный водород, имеющий парциальное давление в пласте около 100 фунт/дюйм² (7 кг/см²) или более.

В другом примере пар генерируют сжиганием газообразного кислорода и газообразного водорода в парогенераторе. Газообразный кислород и газообразный водород, каждый, можно перемещать с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт. В другом примере пар генерируют сжиганием газообразного кислорода и газообразного углеводорода в парогенераторе. Газообразный кислород и газообразный углеводород, каждый, можно перемещать с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт. Газообразный углеводород может содержать метан. В других примерах на тяжелую нефть и каталитический материал может воздействовать такой газ-носитель, как диоксид углерода, для уменьшения вязкости. Диоксид углерода является растворимым в тяжелой нефти, таким образом снижает вязкость тяжелой нефти в пласте. Диоксид углерода можно перемещать с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт. В других примерах добытые более легкие нефтепродукты содержат более низкую концентрацию загрязняющей примеси серы, чем тяжелая нефть. Более легкие нефтепродукты могут содержать на около 30% масс. меньше вредных примесей серы, чем тяжелая нефть, предпочтительно, на около 50% масс. меньше вредных примесей серы, чем тяжелая нефть.

В другом варианте осуществления создан способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт с тяжелой нефтью, воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал окислителем, установку парогенератора в пласте, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал, образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

В некоторых примерах нанокатализатор содержит титан, цирконий, алюминий, кремний, их оксиды, их сплавы, их производные или их комбинацию. В одном примере нанокатализатор содержит оксид титана или его производные. В других примерах каталитический материал содержит нанокатализатор на носителе из углеродных нанотрубок или на оксиде алюминия, диоксиде кремния, молекулярных ситах, керамических материалах, их производных или их комбинациях.

В других примерах тяжелая нефть, содержащая каталитический материал, т.е. смесь нанокатализатора и тяжелой нефти, может нагреваться паром до температуры менее около 600ºF (316ºС), предпочтительно, в пределах от около 250ºF (121ºС) до около 580ºF (304ºС) и более предпочтительно, от около 400ºF (204ºС) до около 550ºF (288ºС). Окислитель включает реагент, такой как газообразный кислород, воздух, воздух, обогащенный кислородом, раствор перекиси водорода, их производные или их комбинации. В некоторых примерах каталитический материал и окислитель закачивают в пласт вместе. В одном примере окислитель включает газообразный кислород.

В другом варианте осуществления создан способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий закачку нанокатализатора и восстановителя в пласт, содержащий тяжелую нефть, в котором нанокатализатор и тяжелая нефть образуют смесь нанокатализатора и тяжелой нефти, установку парогенератора в пласте, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте, образование более легких нефтепродуктов посредством гидрирования тяжелой нефти в смеси нанокатализатора и тяжелой нефти и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

В другом варианте осуществления создан способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий закачку газа-носителя через первый сосуд, содержащий первую порцию закачки каталитического материала, содержащего нанокатализатор в первом сосуде, подготовку второй порции закачки каталитического материала во втором сосуде и закачку каталитического материала и газа-носителя из первого сосуда в пласт, содержащий тяжелую нефть, в котором нанокатализатор и тяжелая нефть образуют смесь нанокатализатора и тяжелой нефти. Способ дополнительно включает воздействие на смесь нанокатализатора и тяжелой нефти восстановителем, установку парогенератора в пласте, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте, образование более легких нефтепродуктов посредством гидрирования тяжелой нефти в смеси нанокатализатора и тяжелой нефти и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта. В одном примере газ-носитель содержит диоксид углерода, который воздействует на смесь нанокатализатора и тяжелой нефти. Диоксид углерода может перемещаться с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт.

Способ может дополнительно включать подготовку второй порции закачки каталитического материала посредством объединения нанокатализатора и наночастиц во втором сосуде. Нанокатализатор может содержать, по меньшей мере, один металл, такой как железо, никель, молибден, вольфрам, титан, ванадий, хром, марганец, кобальт, их сплавы, их оксиды, их сульфиды, их производные или их комбинации. В некоторых примерах наночастицы могут содержать углерод, оксид алюминия, диоксид кремния, молекулярные сита, керамические материалы, их производные или их комбинации. Наночастицы имеют диаметр менее 1 мкм, предпочтительно, в пределах от около 5 нм до около 500 нм.

В другом варианте осуществления создан способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий закачку нанокатализатора и восстановителя в пласт, содержащий тяжелую нефть, в котором нанокатализатор и тяжелая нефть образуют смесь нанокатализатора и тяжелой нефти, нагрев смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте до температуры менее около 600ºF (316ºС), образование более легких нефтепродуктов посредством гидрирования тяжелой нефти в смеси нанокатализатора и тяжелой нефти и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

В некоторых примерах смесь нанокатализатора и тяжелой нефти можно нагревать в пласте посредством закачки нагретого газа, жидкости или текучей среды с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт, воздействующей на смесь нанокатализатора и тяжелой нефти. В одном примере смесь нанокатализатора и тяжелой нефти подвергается воздействию нагретой воды, пара или их комбинации. В других примерах смесь нанокатализатора и тяжелой нефти нагревается в пласте, по меньшей мере, одним электронагревателем, установленным в пласте. В других примерах способ дополнительно включает нагрев смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте посредством размещения парогенератора в пласте и генерирования и выпуска пара из парогенератора для нагрева смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте. Температура может находиться в пределах от около 250ºF (121ºС) до около 580ºF (304ºС), предпочтительно, в пределах от около 400ºF (204ºС) до около 550ºF (288ºС).

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для лучшего объяснения и достижения понимания во всех подробностях признаков и преимуществ изобретения дается более конкретное описание изобретения, кратко изложенного выше, со ссылками на варианты осуществления, проиллюстрированные прилагаемыми чертежами, составляющими часть данного описания. Следует отметить, вместе с тем, что чертежи иллюстрируют только некоторые варианты осуществления изобретения и поэтому не должны считаться ограничивающим его объем, поскольку изобретение может допускать другие равно эффективные варианты осуществления.

На Фиг.1 показан вид сбоку забойной горелки, установленной в скважине с обсадной колонной и пакером, показанными в виде сечения вдоль продольной оси обсадной колонны согласно варианту осуществления изобретения, описанному в данном документе.

На Фиг.2 показан вид снизу сечения компоновки, показанной на Фиг.1 по линии 2-2 Фиг.1 согласно варианту осуществления изобретения, описанному в данном документе.

На Фиг.3 показан вид в плане крышки согласно другому варианту осуществления изобретения, описанному в данном документе.

На Фиг.4 показан вид в плане плиты манифольда распределения окислителя согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.5 показан вид в плане плиты манифольда распределения топлива согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.6 показан вид в плане торцевой плиты форсунки согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.7 показан вид снизу в изометрии форсунки согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.8 показан вид сбоку рубашки охлаждения согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.9 показан увеличенный вид сечения участка рубашки охлаждения, содержащей эффузионные отверстия, показанные на Фиг.8, согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.10 показан увеличенный вид сечения участка рубашки охлаждения Фиг.8, иллюстрирующий отверстие смешивания в ней, согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.11 показан вид снизу торцевой пластины форсунки, сконструированной согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

На Фиг.12 показана схематичная диаграмма системы закачки и распределения нанокатализаторов в нефтеносных пластах, согласно другому варианту осуществления, описанному в данном документе.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Хотя следующее подробное описание содержит, с иллюстративными целями, много конкретных деталей, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что много изменений и замен находятся в объеме изобретения. Соответственно, варианты осуществления изобретения, являющиеся примерами и описанные ниже, изложены без потери общности с изобретением и без наложения ограничений на него.

На Фиг.1 показана забойная горелка 11, установленная в скважине, согласно варианту осуществления изобретения. Скважина может содержать различные конфигурации ствола скважины, включающие, например, вертикальную, горизонтальную, провисающую, или различные их комбинации. Специалист в данной области техники должен знать, что горелка также выполняет функцию нагревателя для нагрева текучих сред, входящих в пласт. Обсадная колонна 17 и пакер 23 показаны в сечении вдоль продольной оси обсадной колонны 17. Забойная горелка 11 включает форсунку 13 и рубашку 15 охлаждения, содержащую полую цилиндрическую втулку. Топливопровод 19 и трубопровод 21 окислителя соединены с форсункой 13 и имеют с ней гидравлическую связь.

Также может использоваться отдельный трубопровод CO₂. CO₂ может впрыскиваться в различных и/или многочисленных точках вдоль рубашки, включающих головной конец, через рубашку 15 или форсунку 13, или на выходе перед пакером 23, в зависимости от практического применения. В одном варианте осуществления горелка 11 заключена во внешнюю оболочку или кожух 22 горелки.

Горелка 11 может подвешиваться на топливопровод 19, трубопровод 21 окислителя и паропровод 20 при спуске в скважину. В другом варианте осуществления горелка 11 может подвешиваться на кожух или колонну насосно-компрессорной трубы (не показаны) с прикреплением к инжектору 13 и/или рубашке 15 охлаждения. Когда установлена, горелка 11 может опираться на пакер 23 или обсадную колонну 17. В одном варианте осуществления кожух 22 горелки и горелка 11 образуют кольцевой паровой канал 25, который, по существу, окружает внешние поверхности форсунки 13 и рубашки 15 охлаждения.

В работе пар, имеющий предпочтительное массовое паросодержание в пределах от около 50% до около 100% или некоторую степень перегретого пара, может быть образован на наземном оборудовании скважины и гидравлически связан с паровым каналом 25 под давлением, например, около 1600 фунт/дюйм² (112 кг/см²). Пар, прибывающий в паровой канал 25, может иметь массовое паросодержание от около 40% до около 90% вследствие потерь при транспортировке на забой скважины. В одном варианте осуществления горелка 11 имеет выходную мощность 13 MMBTU/hr (миллионов британских тепловых единиц/час) (14 миллионов кДж/час) и спроектирована для выработки 3200 bpd (баррелей в день) (509 м³/день) перегретого пара (в эквиваленте холодной воды) с температурой на выходе 700ºF (371ºС) (при полной нагрузке). Пар при более низких температурах также может быть экономически обоснованным.

Пар, подаваемый на горелку 11 через паровой канал 25, может входить в горелку 11 через множество отверстий в рубашке 15 охлаждения. Сгорание, происходящее в рубашке 15 охлаждения, нагревает пар и увеличивает его массовое паросодержание. Нагретый пар высокого массового паросодержания и продукты сгорания выходят из горелки 11 через выходное отверстие 24. Пар и продукты сгорания (т.е. продукты сгорания топлива и окислителя, или отработанные газы) затем могут поступать в нефтеносный пласт, например, для повышения качества и улучшения подвижности тяжелой нефти, содержащейся в пласте. Специалисты в данной области техники должны понимать, что горелки, имеющие конструкцию горелки 11, можно построить почти любой выходной мощности и создавать почти любую выходную мощность пара и массовое паросодержание.

На Фиг.2 показан вид снизу вверх на забойную горелку, показанную на Фиг.1. Паровой канал 25 образован между кожухом 22 горелки и стенкой 27 рубашки 15 охлаждения. Торцевая плита 29 форсунки 13 (см. Фиг.1) имеет выполненное в ней множество отверстий 31 впрыска топлива и окислителя в горелку. Торцевая плита 29 форсунки дополнительно включает воспламенитель 33 для воспламенения топлива и окислителя, впрыскиваемого в горелку. Воспламенитель 33 может быть представлен различными устройствами и может быть каталитическим устройством. Небольшой зазор 35 может быть создан между торцевой плитой 29 форсунки и стенкой 27 рубашки охлаждения, чтобы пар мог протекать вдоль торцевой плиты 29 форсунки и охлаждать ее.

Варианты осуществления изобретения подходят для скважин различных типов и размеров. Например, в одном варианте осуществления, разработанном для использования в скважине с обсадной колонной диаметром 7⁵/₈ дюйма (194 мм), кожух 22 горелки имеет наружный диаметр 6 дюймов (152 мм) и толщину стенки 0,125 дюйма (3 мм); стенка 27 рубашки охлаждения имеет внешний диаметр 5 дюймов (127 мм), внутренний диаметр 4,75 дюйма (121 мм) и толщину стенки 0,125 дюйма (3 мм); торцевая плита 29 форсунки имеет диаметр 4,65 дюйма (118 мм); паровой канал 25 имеет ширину кольцевого пространства между стенками 27 рубашки охлаждения и кожуха 22 горелки 0,375 дюйма (10 мм); и зазор 35 имеет ширину 0,050 дюйма (1 мм).

На Фиг.11 показан один вариант осуществления торцевой плиты 29 форсунки. Торцевая плита 29 форсунки образует часть форсунки 13 и включает воспламенитель 33. Топливные отверстия 93, 97 могут быть расположены концентричными кольцами 81, 85. Отверстия 91, 95, 99, 101 окислителя также могут быть расположены концентричными кольцами 79, 83, 87, 89. Топливные отверстия 93, 97 и отверстия 91, 95, 99, 101 окислителя соответствуют отверстиям 31 впрыска на Фиг.2. В одном варианте осуществления концентричное кольцо 79 имеет радиус 1,75 дюйма (44 мм), концентричное кольцо 81 имеет радиус 1,50 дюйма (38 мм), концентричное кольцо 83 имеет радиус 1,25 дюйма (32 мм), концентричное кольцо 85 имеет радиус 1,00 дюйма (25 мм), концентричное кольцо 87 имеет радиус 0,75 дюйма (19 мм), и концентричное кольцо 89 имеет радиус 0,50 дюйма (13 мм). В одном варианте осуществления отверстия 91 имеют диаметр 0,056 дюйма (1,42 мм), отверстия 95 имеют диаметр 0,055 дюйма (1,40 мм), отверстия 99 имеют диаметр 0,052 дюйма (1,32 мм), отверстия 101 имеют диаметр 0,060 дюйма (1,52 мм) и топливные отверстия 93, 97 имеют диаметр 0,075 дюйма (1,91 мм).

В одном варианте осуществления топливные отверстия 93, 97 и отверстия 91, 95, 99, 101 окислителя производят рисунок несталкивающихся струй форсунки и окислителя вместо рисунка со сталкивающимися струями или аэрозольного эффекта. Хотя другие образцы можно использовать и они соответствуют объему вариантов осуществления изобретения данного документа, образец с форсункой с несталкивающимися струями перемещает струи топлива и окислителя дальше от торцевой плиты 29 форсунки. Это обеспечивает увеличенный разнос между высокотемпературным пламенем сгорания топлива и торцевой плитой 29 форсунки, что, в свою очередь, помогает поддерживать торцевую плиту 29 форсунки более холодной.

На Фиг.3 показана крышка 41 согласно варианту осуществления изобретения. Крышка 41 образует часть форсунки 13 и может включать входное отверстие 45 окислителя и отверстия 43 совмещения. На Фиг.4 показана плита 47 манифольда распределения окислителя согласно варианту осуществления изобретения. Плита 47 манифольда распределения окислителя образует часть форсунки 13 и может включать манифольд 49 окислителя, отверстия 51 окислителя и отверстия 43 совмещения.

На Фиг.5 показана плита 53 манифольда распределения топлива согласно варианту осуществления изобретения. Плита 53 манифольда распределения топлива образует часть форсунки 13 и может включать отверстия 51 окислителя и отверстия 43 совмещения. Плита 53 манифольда распределения топлива также может включать топливное входное отверстие 55, топливный манифольд или каналы 57 и топливные отверстия 59. Топливный манифольд может быть выполнен для направления топлива через внутреннюю полость плиты 53 манифольда распределения топлива в качестве средства охлаждения плиты.

На Фиг.6 показана торцевая плита 29 форсунки согласно варианту осуществления изобретения. Торцевая плита 29 форсунки образует часть форсунки 13 и может включать отверстия 51 окислителя, топливные отверстия 59 и отверстия 43 совмещения. Отверстия 51 окислителя Фиг.6 соответствуют отверстиям 91, 95, 99, 101 окислителя Фиг.11, а топливные отверстия 59 Фиг.6 соответствуют топливным отверстиям 93, 97 Фиг.11.

На Фиг.7 показаны компоненты форсунки 13 в сборе согласно одному варианту осуществления изобретения. Форсунка 13 может быть выполнена из плит, показанных на Фиг.3-6, с отверстиями 43 совмещения в каждой плите, расположенными совмещенными. Более конкретно, форсунка 13 может быть выполнена посредством установки крышки 41 сверху плиты 47 манифольда распределения окислителя, которую, в свою очередь, устанавливают сверху плиты 53 манифольда распределения топлива, которую, в свою очередь, устанавливают сверху торцевой плиты 29 форсунки. Как показано на чертежах, отверстия 43 совмещения, отверстия 51 окислителя и топливные отверстия 59 видны на внешней или нижней стороне торцевой плиты 29 форсунки. Топливное входное отверстие 55 плиты 53 манифольда распределения топлива также видно на стороне форсунки 13. В отверстия 43 может быть вставлен палец для скрепления плит 29, 41, 47, 53 совмещенными. Форсунка 13 и плиты, образующие форсунку 13, показаны на Фиг.3-7 упрощенными для лучшей иллюстрации взаиморасположения плит и конструкции форсунки. Промышленные варианты осуществления форсунки 13 могут включать увеличенное число отверстий окислителя и топливных отверстий и могут включать плиты, относительно более тонкие, чем показанные на Фиг.3-7.

На Фиг.8 показан один вариант осуществления рубашки 15 охлаждения. Рубашка 15 охлаждения образует часть горелки 11, как показано на Фиг.1. Форсунка 13 может быть установлена на входном отверстии или верхнем конце 67 рубашки 15 охлаждения. Рубашка 15 охлаждения включает секцию 63 эффузионного охлаждения и секцию 65 эффузионного охлаждения и струйного перемешивания. В одном варианте осуществления изобретения секция 63 продолжается на около 7,5 дюйма (191 мм) от низа форсунки 13 и секция 65 продолжается на около 10 дюймов (254 мм) от низа секции 63. Специалисты в данной области техники должны понимать, что другие длины секций 63, 65 находятся в объеме вариантов осуществления изобретения, раскрытых в настоящем документе. Нагретый пар и продукты сгорания выходят из рубашки 15 охлаждения через выходное отверстие 24.

Секция 63 эффузионного охлаждения может отличаться включением в ее состав множества эффузионных отверстий 71. Секция 63 эффузионного охлаждения действует для впрыска небольших струй пара вдоль поверхности рубашки 15 охлаждения, создавая слой более холодных газов для защиты рубашки 15. В одном варианте осуществления эффузионные отверстия 71 могут быть наклонены на 20 градусов от внутренней поверхности рубашки 15 охлаждения и направлены вниз по потоку от входного отверстия 67, как показано на Фиг.9. Наклон эффузионных отверстий 71 помогает предотвращению проникновения пара слишком далеко в горелку 11 и обеспечивает перемещение пара вдоль стенок рубашки 15 для поддержания ее в охлажденном состоянии. Положение секции 63 эффузионного охлаждения может соответствовать месту пламени в горелке 11. В одном варианте осуществления изобретения около 37,5% пара, подаваемого на горелку 11 через паровой канал 25 (Фиг.1), впрыскивается секцией 63 эффузионного охлаждения.

Секция 65 эффузионного охлаждения и струйного перемешивания может отличаться включением в свой состав множества эффузионных отверстий 71, а также множества отверстий 73 перемешивания. Отверстия 73 перемешивания больше эффузионных отверстий 71, как показано на Фиг.10. Дополнительно к этому отверстия 73 перемешивания могут быть установлены на угол 90 градусов к внутренней поверхности рубашки 15 охлаждения. Эффузионные отверстия 71 действуют для охлаждения рубашки 15 направлением пара вдоль стенки рубашки 15, при этом отверстия 73 перемешивания действуют, нагнетая пар дополнительно к участкам вдоль центральной осевой линии горелки 11.

В другом варианте осуществления способ дополнительно включает впрыск жидкой воды в забойную горелку и охлаждение форсунки и/или рубашки водой. Воду можно вводить в скважину и впрыскивать несколькими способами, такими, которые описаны в данном документе.

В таблице 1 обобщены качества и размещение отверстий секций 63, 65 в одном варианте осуществления. В первом столбце указана секция рубашки 15 охлаждения, а во втором столбце описан тип отверстий. В третьем и четвертом столбцах описаны положения начала и конца появления отверстий относительно верха секции 63, которые могут соответствовать нижней поверхности форсунки 13 (см. Фиг.1). В пятом столбце показан процент пара, нагнетаемого через каждую группу отверстий. Шестой столбец включает число отверстий, а седьмой столбец описывает угол впрыска. В восьмом столбце показан максимальный процент проникновения струи пара относительно внутреннего радиуса рубашки 15 охлаждения. В девятом столбце показан диаметр отверстий в каждой группе.

Таблица 1
Пример параметров охлаждающей рубашки Секция Тип отверстия Начало (дюйм/мм) Конец (дюйм/мм) % пара Число отверстий Угол впрыска (градусов) Радиальный впрыск (%) Диаметр отверстия (дюйм/мм) Эффузионное охлаждение эффузия 0,00 3,00/76 12 720 20,0 3,90 0,0305/0,77 эффузия 3,00/76 5,00/127 12,5 600 20,0 8,16 0,0305/0,77 эффузия 5,00/127 7,50/191 10 480 20,0 6,81 0,0305/0,77 Эффузионное охлаждение и струйное смешивание смешивание 7,50/191 7,50/191 6,5 18 90,0 74,35 0,1268/3,22 эффузия 7,50/191 9,50/241 4,8 180 20,0 6,39 0,0345/0,88 смешивание 9,50/241 9,50/241 6,5 12 90,0 75,94 0,1553/3,94 эффузия 9,50/241 11,50/292 4,8 180 20,0 5,39 0,0345/0,88 смешивание 11,50/292 11,50/292 6,5 8 90,0 79,68 0,1902/4,83 эффузия 11,50/292 13,50/343 4,8 180 20,0 4,66 0,0345/0,88 смешивание 13,50/343 13,50/343 6,5 6 90,0 80,43 0,2196/5,58 эффузия 13,50/343 15,50/394 4,8 180 20,0 4,10 0,0345/0,88 смешивание 15,50/394 15,50/394 6,5 5 90,0 78,24 0,2406/6,11 эффузия 15,50/394 17,50/445 4,8 180 20,0 3,66 0,0345/0,88 смешивание 17,50/445 17,50/445 6 4 90,0 79,93 0,2584/6,56

Варианты осуществления забойной горелки можно эксплуатировать с использованием различного топлива. В одном варианте осуществления горелка может питаться водородом, метаном, природным газом или синтетическим газом. Один тип синтетического газа содержит в своем составе 44,65% мол. CO, 47,56% мол. H₂, 6,80% мол. CO₂, 0,37% мол. CH₄, 0,12% мол. Ar, 0,29% мол. N₂ и 0,21% мол. H₂S+COS. Один вариант осуществления окислителя для всех видов топлива включает кислород и может представлять собой, например, воздух, обогащенный кислородом воздух или чистый кислород. Хотя можно использовать другие температуры, температура топлива на входе составляет около 240°F (116°С) и температура окислителя на входе составляет около 186,5°F (86°С).

В таблице 2 обобщены параметры работы одного варианта осуществления забойной горелки, аналогичной показанной на Фиг.1-11. Перечисленные параметры рассматриваются отдельно для работы забойной горелки на водороде, синтетическом газе, природном газе и метане в качестве топлива. Другие виды топлива, такие, как жидкое топливо, также можно использовать.

Таблица 2
Забойная горелка, вырабатывающая около 3200 bpd (баррелей/день) (509 м³/день) пара Параметр Единицы Н₂-О₂ Синтетический газ-О₂ СН₄-О₂ Требуемая мощность миллион британских тепловых единиц/час 13,0
(14 миллионов кДж/час) 13,0
(14 миллионов кДж/час) 13,0
(14 миллионов кДж/час)     Топливо     Массовый расход фунт/час 376 (171 кг/час) 3224 (1464 кг/час) 985 (447 кг/час) Давление на входе фунт/дюйм² 1610 (113 кг/см²) 1680 (118 кг/см²) 1608(113 кг/см²) Диаметр отверстия дюймы 0,075 (1,9 мм) 0,075 (1,9 мм) 0,075 (1,9 мм) Число отверстий   30 30 30     Окислитель     Массовый расход фунт/час 3011 (1367 кг/час) 2905 (1319 кг/час) 3939 (1788 кг/час) Давление на входе фунт/дюйм² 1629 (114 кг/см²) 1626 (114 кг/см²) 1648(115 кг/см²) Средний диаметр отверстия дюймы 0,055 (1,4 мм) 0,055 (1,4 мм) 0,055 (1,4 мм) Число отверстий   60 60 60

Варианты осуществления забойной горелки также могут работать с использованием CO₂ в качестве хладагента в дополнение к пару. CO₂ можно впрыскивать через форсунку или через рубашку охлаждения. Мощность, требуемая для нагрева пара, увеличивается при добавлении разжижителей, таких как CO₂. В примере таблицы 3 количество CO₂, достаточное для получения 20% об. CO₂ в отработанном паре горелки добавляется ниже по потоку от форсунки. Можно видеть, что увеличение давления на входе является минимальным, хотя требуемая мощность увеличилась.

Таблица 3
Забойная горелка, вырабатывающая около 3200 bpd (баррелей/день) (509 м³/день) пара и 20% об. CO₂. CO₂ добавляется ниже по потоку от форсунки Параметр Единицы Н₂-О₂ Синтетический газ - О₂ СН₄-О₂ Требуемая мощность миллион британских тепловых единиц/час 14,7
(15,6 миллионов кДж/час) 14,1
(14,9 миллионов кДж/час) 14,3
(15,2 миллионов кДж/час)     Топливо     Массовый расход фунт/час 427 (194 кг/час) 3496 (1587 кг/час) 1084 (492 кг/час) Давление на входе фунт/дюйм² 1614 (113 кг/см²) 1699 (119 кг/см²) 1610 (113 кг/см²) Диаметр отверстия дюймы 0,075 (1,9 мм) 0,075 (1,9 мм) 0,075 (1,9 мм) Число отверстий   30 30 30     Окислитель     Массовый расход фунт/час 3413 (1550 кг/час) 3149 (1401 кг/час) 4335 (1968 кг/час) Давление на входе фунт/дюйм² 1637 (115 кг/см²) 1630 (114 кг/см²) 1658 (116 кг/см²) Средний диаметр отверстия дюймы 0,055 (1,4 мм) 0,055 (1,4 мм) 0,055 (1,4 мм) Число отверстий   60 60 60

В примере таблицы 4 количество CO₂, достаточное для результата в 20% об. CO₂ в струе отработанного пара горелки, добавлено через топливопровод и топливные отверстия горелки. Можно видеть, что увеличение давления на входе гораздо выше, чем в примере таблицы 3. CO₂ также можно подавать через трубопровод окислителя и отверстия окислителя и можно использовать комбинацию способов подачи. Например, CO₂ можно подавать в горелку 11 вместе с топливом.

В других вариантах осуществления диаметры отверстий 31 топлива и окислителя форсунки могут отличаться для оптимизирования плиты форсунки для конкретного набора условий. В настоящем варианте осуществления диаметры являются адекватными данным условиям, предполагая увеличение давления подачи на поверхности, когда необходимо.

Таблица 4
Забойная горелка, вырабатывающая около 3200 bpd (баррелей/день) (509 м³/день) пара и 20% об. CO₂. CO₂ добавляется через топливопровод и топливные отверстия Параметр Единицы Н₂-О₂ Синтетический газ - О₂ СН₄-О₂ Массовое соотношение разжижитель/
топливо   29,68 2,14 8,67 Процент разжижителя в топливопроводе   100 100 100 Процент разжижителя в трубопроводе окислителя   0 0 0 Требуемая мощность миллион британских тепловых единиц/час 14,7
(15,6 миллионов кДж/час) 14,1
(14,9 миллионов кДж/час) 14,3
(15,2 миллионов кДж/час)     Топливо     Массовый расход фунт/час 427 (194 кг/час) 3496 (1587 кг/час) 1084 (492 кг/час) Давление на входе фунт/дюйм² 2416 (169 кг/см²) 2216 (155 кг/см²) 1988 (139 кг/см²) Диаметр отверстия дюймы 0,075 (1,9 мм) 0,075 (1,9 мм) 0,075 (1,9 мм) Число отверстий   30 30 30     Окислитель     Массовый расход фунт/час 3413 (1550 кг/час) 3149 (1401 кг/час) 4335(1968 кг/час) Давление на входе фунт/дюйм² 1637 (115 кг/см²) 1630 (114 кг/см²) 1658 (116 кг/см²) Средний диаметр отверстия дюймы 0,055 (1,4 мм) 0,055 (1,4 мм) 0,055 (1,4 мм) Число отверстий   60 60 60

Горелка 11 может быть эффективна в ряде работ в нескольких условиях внешней среды. Например, горелку 11 можно использовать для добычи тяжелой нефти, битуминозных песков, нефти из битуминозных сланцев, битума и гидратов метана. Такие работы с горелкой 11 предусматривают внутри пласта под тундрой, в скважинах на суше и под водой, таких как в заливах, морях или океанах.

Варианты осуществления изобретения имеют ряд преимуществ. Охлаждающая/перемешивающая рубашка двойного назначения поддерживает низкие температуры и напряжения стенки и смешивает хладагенты с вытекающим потоком горения. Головная концевая секция рубашки используется для испарительного охлаждения линии посредством использования эффузионных отверстий, наклоненных книзу ниже плиты форсунки. Это обеспечивает впрыск хладагента (в основном частично насыщенного пара при 70-80% массового паросодержания) вдоль стенок, что поддерживает низкие температуры и уровни напряжения вдоль стенок рубашки и поддерживает поток вдоль стенок и от зоны горения для предотвращения гашения пламени.

Задняя концевая секция рубашки создает струйное перемешивание пара (и других хладагентов) для вытекающего потока горения. Перепад давления на рубашке создает достаточное проникновение струи через более крупные отверстия перемешивания для перемешивания хладагентов в основном потоке горелки и перегрева пара охлаждения. Ступенчатый рисунок отверстий с изменяющимися размерами и несколькими осевыми расстояниями способствует хорошему перемешиванию хладагента и вытекающего потока горения перед выбросом в пласт. Вторичное использование испарительного охлаждения рубашки выполняется через использование эффузионных отверстий, наклоненных вниз по потоку зоны горения для поддержания низких температур и уровней напряжения вдоль стенок рубашки в секции струйного перемешивания горелки, аналогичное испарительному охлаждению, используемому в головной концевой секции.

Варианты осуществления изобретения дополнительно создают гибкость хладагента, чтобы рубашку можно было использовать в текущем или модифицированном варианте осуществления с различными хладагентами в фазе пара/газовой фазе, включающими, но без ограничения этим, хладагенты, улучшающие добычу нефти в дополнение к основному хладагенту, пару. Рубашка поддерживает эффективность, как и охлаждающий и перемешивающий компонент, когда используют дополнительные хладагенты.

Форсунка с несталкивающимися струями использует чередующиеся кольца осевых струй топлива и окислителя для создания однородной стабильной диффузионной зоны пламени при нескольких давлениях и снижении расхода. Она выполнена с возможностью удержания зоны пламени, отодвинутой от торца форсунки, для предотвращения перегрева плиты форсунки. Форсунка имеет гибкость для использования с несколькими видами топлива и окислителя, такими как водород, природные газы различных составов и синтетические газы различных составов, а также смеси данных основных видов топлива. Окислители включают кислород (например, чистоты около 90-95%), а также воздух и «обогащенный кислородом воздух» для надлежащего применения. Хладагенты, улучшающие добычу нефти (например, диоксид углерода), можно перемешивать с топливом и впрыскивать через плиту форсунки.

Каталитический материал, содержащий нанокатализатор

В вариантах осуществления изобретения созданы способы извлечения нефтепродуктов из нефтеносного пласта посредством распространения нанокатализаторов в нефтеносном пласте и нагрева тяжелой нефти в нем. В некоторых вариантах осуществления создан способ, включающий закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт с тяжелой нефтью, воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал восстановителем (например, H₂) или окислителем (например, O₂), установку парогенератора в пласт, выработку и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал, образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

Способ, такой, как описан в данном документе, можно использовать для диспергирования нанокатализаторов в несущие тяжелую нефть и/или битум пласты в условиях времени, температуры и давления, обуславливающих прохождение реакций перегонки нефти. Нанокатализаторы можно впрыскивать в отработанный газ ниже по потоку от выходного отверстия или трубы-хвостовика горелки через трубопровод или трубу, включающую, если необходимо, отдельную линию. Надлежащий катализатор обуславливает прохождение реакций при температуре ниже температур термических (то есть, некаталитических) реакций. Предпочтительно, меньше кокса образуется при более низких температурах. В одном варианте осуществления способ добычи с использованием нанокатализатора, такой, как описан в данном документе, может уменьшать температуру процесса на около 50ºF (28ºС) и более, предпочтительно, на около 100ºF (56ºС) и более, и более предпочтительно, на около 200ºF (112ºС) и более, по сравнению с обычным способом термического воздействия на аналогичный пласт без использования катализатора

Тяжелую нефть, содержащую каталитический материал и содержащуюся в пласте, можно нагревать для образования более легких нефтепродуктов посредством гидрирования тяжелой нефти и извлечения более легких нефтепродуктов из пласта. Тяжелую нефть, содержащую каталитический материал и содержащуюся в пласте, можно нагревать до температуры менее около 600ºF (316ºС), предпочтительно, в пределах от около 250ºF (121ºС) до около 580ºF (304ºС) и более предпочтительно, от около 400ºF (204ºС) до около 550ºF (288ºС). В одном примере смесь тяжелой нефти с нанокатализатором можно нагревать паром, производимым забойным парогенератором, установленным в пласте. В другом примере смесь тяжелой нефти с нанокатализатором можно нагревать паром, произведенным на поверхности земли, поступающим по стволу скважины и подвергающим воздействию смесь тяжелой нефти с нанокатализатором в пласте. В другом примере смесь тяжелой нефти с нанокатализатором можно нагревать, по меньшей мере, одним электронагревателем, установленным в пласте и находящимся в физическом или тепловом контакте со смесью тяжелой нефти с нанокатализатором.

В другом варианте осуществления тяжелую нефть в пласте обессеривают и получающиеся в результате добытые более легкие нефтепродукты содержат меньшую концентрацию загрязняющей примеси серы, чем тяжелая нефть. Обычно тяжелая нефть, найденная в пластах, может иметь концентрацию загрязняющей примеси серы в пределах от около 2% до около 9% масс. Вместе с тем каталитические процессы, описанные в данном документе, можно выполнять в пластах для добычи более легких нефтепродуктов, имеющих концентрацию загрязняющей примеси серы, уменьшенную на около 10%, предпочтительно, на около 30% и более предпочтительно, на около 50% масс. загрязняющей примеси серы тяжелой нефти.

Каталитические процессы, описанные в вариантах осуществления изобретения, в данном документе проводят при уменьшенных температурах, что уменьшает стоимость добычи посредством минимизирования количества пара, используемого на забое. В некоторых вариантах осуществления катализаторы могут ускорять процессы гидрирования и окисления, тем самым увеличивая добычу за меньшее время.

В одном варианте осуществления тяжелая нефть и каталитический материал гидрирования, содержащий нанокатализатор, могут объединяться в пласте. Полученная в результате смесь нанокатализатора и тяжелой нефти проходит реакцию каталитического гидрирования после воздействия нагрева и восстановителя или газа. В одном примере смесь нанокатализатора и восстановителя можно добавлять в пласт, содержащий тяжелую нефть, перед генерированием пара или во время его генерирования. Смесь нанокатализатора и восстановителя, после нагнетания в пласте и объединения с тяжелой нефтью, способствует преобразованию и повышению качества углеводорода на забое, внутри пласта, что включает уменьшение содержания серы. Процесс каталитической обработки на площадке, использующий восстановитель, создает гидровисбрекинг, гидрокрекинг, гидрообессеривание, а также другие процессы гидроочистки тяжелой нефти. Восстановитель или восстановительный газ может содержать газообразный водород, монооксид углерода, сингаз или синтетический газ (например, смесь H₂/CO), тетралин, декалин, их производные или их комбинации. Восстановитель может быть газообразным, сжиженным или флюидизированным в пласте. В общем, восстановитель может иметь парциальное давление около 100 фунт/дюйм² (7 кг/см²) или более в пласте. В одном примере восстановитель содержит газообразный водород, имеющий парциальное давление около 100 фунт/дюйм² (7 кг/см²) или более в пласте.

В некоторых примерах каталитический материал и восстановитель или газ закачивают в пласт вместе. В других примерах каталитический материал и газ-носитель закачивают в пласт вместе, а восстановитель или газ перемещают в пласт отдельно. В других примерах каталитический материал, восстановитель или газ и газ-носитель закачивают в пласт вместе.

Нанокатализатор может содержать железо, никель, молибден, вольфрам, титан, ванадий, хром, марганец, кобальт, их сплавы, их оксиды, их сульфиды, их производные или их комбинации. В одном примере нанокатализатор содержит железо и другой металл, такой как никель и/или молибден. В другом примере нанокатализатор содержит соединение кобальта и соединение молибдена. В другом примере нанокатализатор содержит соединение никеля и соединение молибдена. В другом примере нанокатализатор содержит оксид вольфрама, сульфид вольфрама, их производные или их комбинации. Каталитический материал может содержать катализатор на носителе из наночастиц, таких как углеродные наночастицы, углеродные нанотрубки, оксид алюминия, диоксид кремния, молекулярные сита, керамические материалы, их производные или их комбинации. Наночастицы или нанокатализаторы обычно имеют диаметр менее 1 мкм, в пределах от около 5 нм до около 500 нм.

Один вариант осуществления изобретение использует нанокатализаторы, приготовленные способом, описанным в статье "Улучшение действия катализатора на основе железа, опирающегося на углеродные наночастицы посредством добавления никеля и молибдена", (авторы: Ungula Priyanto, Kinya Sakanishi, Osamu Okuma и Isao Mochida, предварительная публикация симпозиума 220-й Национальной встречи ACS (американского химического общества). Август 20-24 2000 г. Washington, D.C). Катализатор может транспортировать в нефтеносный пласт газ-носитель. Газ является восстановительным газом, таким как водород, и катализатор разработан для поддержания внутрипластовой реакции между восстановительным газом и нефтью в коллекторе. Для реакций конверсии и обогащения, проходящих в коллекторе, катализатор, восстановительные газы и тяжелая нефть или битум могут находиться в плотном контакте при температуре, по меньшей мере, около 400ºF (204ºС) и при парциальном давлении водорода, по меньшей мере, около 100 фунт/дюйм² (7 кг/см²). Плотный контакт, необходимая температура и необходимое давление может создавать забойный парогенератор, описанный в принадлежащих одному и тому же правообладателю патентах США № 6016867, 6016868 и 6328104, полностью включенных в данный документ в виде ссылки. Пар, нанокатализаторы и несгоревшие восстановительные газы продавливает в пласт давление, созданное забойным парогенератором. Поскольку восстановительный газ может быть носителем для нанокатализаторов, эти два компонента должны стремиться к совместному передвижению в нефтеносном пласте. При заданном нагреве и давлении восстановительный газ вступает в реакцию с тяжелой нефтью и битумом, при которой уменьшается их вязкость, снижается концентрация загрязняющей примеси серы и увеличивается их плотность в градусах API с добычей более легких нефтепродуктов.

В другом варианте осуществления тяжелая нефть и окисляющий каталитический материал, содержащий нанокатализатор, могут объединяться в пласте. Получающаяся в результате смесь нанокатализатора и тяжелой нефти проходит реакцию каталитического окисления после воздействия нагрева и окислителя или газа. В одном примере смесь нанокатализатора и окислителя может быть добавлена в пласт, содержащий тяжелую нефть, до генерирования пара или во время генерирования. Смесь нанокатализатора и окислителя после нагнетания в пласт и объединения с тяжелой нефтью поддерживает преобразование и повышение качества углеводородов на забое, уменьшая вязкость через реакцию окисления. Окислитель или окисляющий газ могут содержать реагент, такой как газообразный кислород, воздух, воздух, обогащенный кислородом, раствор перекиси водорода, их производные или их комбинации. В одном примере каталитический материал и окислитель или газ закачиваются в пласт вместе. В другом примере каталитический материал и газ-носитель закачивают в пласт вместе и окислитель или газ перемещается в пласт отдельно. В другом примере каталитический материал, окислитель или газ и газ-носитель закачивают в пласт вместе.

В другом варианте осуществления каталитический материал, содержащий нанокатализатор, используют для уменьшения вязкости тяжелой нефти в процессе каталитического окисления. Нанокатализатор может содержать титан, цирконий, алюминий, кремний, их оксиды, их сплавы, их производные или их комбинации. В одном примере нанокатализатор содержит оксид титана или материал, основанный на оксиде титана. В других примерах нанокатализатор содержит оксид циркония, оксид алюминия, оксид кремния, их сплавы или их комбинации. Каталитический материал может содержать катализатор на носителе из наночастиц, таких как углеродные наночастицы, углеродные нанотрубки, молекулярные сита, оксид алюминия, диоксид кремния, керамические материалы, их производные или их комбинации. Наночастицы или нанокатализаторы обычно имеют диаметр менее 1 мкм, в пределах от около 5 нм до около 500 нм.

Газ-носитель можно использовать для транспортировки каталитического материала, содержащего нанокатализатор, к тяжелой нефти в пласте. Газ-носитель может представлять собой один газ или смесь газов и может быть любым из вышеупомянутых восстановительных газов или окисляющих газов. Газы-носители, которые можно использовать в технологических процессах, описанных в данном документе, включают диоксид углерода, водород, синтетический газ, воздух, кислород, воздух, обогащенный кислородом, монооксид углерода, азот, их производные или их комбинацию.

В одном примере диоксид углерода используют как газ-носитель и подвергают его воздействию тяжелую нефть и каталитический материал в процессе добычи. Диоксид углерода используют как внутрипластовый понизитель вязкости. Диоксид углерода может перемещаться с позиции за пределами пласта, по стволу скважины в пласт или, альтернативно, генерироваться сжиганием углеводорода в пласте. В другом примере восстановительный газ, такой как газообразный водород или монооксид углерода, используют как газ-носитель в процессе добычи. В общем, восстановительный газ используют вместе с нанокатализатором гидрирования. В другом примере окисляющий газ, такой как кислород или воздух, используют как газ-носитель в процессе добычи. Окисляющий газ, в общем, используют вместе с нанокатализатором окисления.

В одном варианте осуществления газ-носитель можно предварительно нагревать на поверхности перед входом в ствол скважины или циркуляционный сосуд. Газ-носитель можно предварительно нагревать, используя источник тепла или теплообменное устройство. Газ-носитель можно предварительно нагревать до температуры около 600ºF (316ºС), предпочтительно, от около 450ºF (232ºС) до около 580ºF (304ºС). Предварительно нагретый газ подают в циркуляционный сосуд при повышенной температуре, предусматривающей потери тепла в циркуляционном сосуде и в тяжелой нефти в пласте и при этом остающейся достаточной для поддержания прохождения внутрипластовых каталитических реакций, для которых разработан катализатор.

В другом варианте осуществления газ-носитель предварительно не нагревают на поверхности перед входом в ствол скважины или циркуляционный сосуд, при этом забойный парогенератор не используют. Один или несколько электронагревателей можно разместить в стволе скважины или на забое для нагрева тяжелой нефти в пласте. Газ-носитель нагревается в стволе скважины и переносит тепло посредством конвекции в пласт.

Для других типов реакций газ-носитель является одним или несколькими реагентами. Например, если поддерживаемая реакция является внутрипластовым горением, газ-носитель является кислородом, обогащенным воздухом, или воздухом. В другом варианте осуществления диоксид углерода является газом-носителем для катализатора крекинга, поддерживающего внутрипластовый крекинг углеводорода в пласте.

В другом примере пар и тепло генерируют сжиганием газообразного кислорода и газообразного водорода в парогенераторе. Газообразный кислород и газообразный водород могут, каждый, перемещаться с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт. В другом примере пар, диоксид углерода и тепло генерируют сжиганием газообразного кислорода и газообразного углеводорода в парогенераторе. Газообразный кислород и газообразный углеводород могут, каждый, перемещаться с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт. Газообразный углеводород может содержать метан.

В некоторых примерах смесь нанокатализатора и тяжелой нефти можно нагревать в пласте посредством закачки нагретого газа, жидкости или текучей среды с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт, подвергая воздействию им смесь нанокатализатора и тяжелой нефти. В одном примере смесь нанокатализатора и тяжелой нефти подвергается воздействию нагретой воды, пара или их комбинации. В других примерах смесь нанокатализатора и тяжелой нефти нагревают в пласте электронагревателями, установленными в пласте. В других примерах способ дополнительно включает нагрев смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте посредством размещения парогенератора в пласте и генерирования и выпуска пара из парогенератора для нагрева смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте.

В другом варианте осуществления используют несколько взаимозаменяемых сосудов для подготовки и диспергирования каталитического материала. В одном примере газ-носитель используют для закачки первой порции каталитического материала из первого сосуда в пласт, содержащий тяжелую нефть, в случае, если нанокатализатор и тяжелая нефть образуют смесь нанокатализатора и тяжелой нефти. В это время вторую порцию закачки каталитического материала готовят во втором сосуде. После опорожнения первого сосуда от каталитического материала газ-носитель перенаправляют для поступления во второй сосуд и вторую порцию закачки каталитического материала перемещают из второго сосуда в пласт, содержащий тяжелую нефть. Дополнительный каталитический материал можно приготовить в первом сосуде или первый сосуд можно просто вторично заполнить каталитическим материалом.

На Фиг.12 показана нанокаталитическая система 100, содержащая сосуды 111 и 113, согласно другому варианту осуществления изобретения, описанному в данном документе. Нанокаталитическую систему 100 можно использовать для подготовки и транспортирования каталитического материала, содержащего нанокатализаторы. Сосуды 111 и 113 можно установить над поверхностью земли вблизи ствола 104 скважины. Ствол 104 скважины проходит через геологический пласт 106, содержащий тяжелую нефть 108, или аналогичные запасы тяжелой нефти.

В одном примере сосуд 111 находится в режиме подготовки катализатора, а сосуд 113 находится в режиме перемещения. Когда цикл подготовки и перемещения катализатора завершен, сосуды 111 и 113 меняются ролями. Когда сосуд 111 находится в режиме подготовки катализатора, задвижки 115 и 117 могут быть закрыты. Исходные реагенты, используемые для образования каталитических материалов, можно добавлять в сосуд 111 через отдельные отверстия, трубопроводы, трубы или линии. Например, сосуд 111 можно заправить наночастицами и раствором или суспензией, содержащей катализатор, подлежащими перемещению от источника 110, через задвижку 119 в сосуд 111. В другом примере источник 110 содержит раствор солей металлов или соединений с полезным каталитическим действием. После этого задвижку 119 можно закрыть и материалы катализатора можно перемешать, нагреть и осушить в сосуде 111. Когда подготовка катализатора завершена, задвижки 115 и 117 открывают и газ-носитель поступает из источника 112 газа-носителя через сосуд 111 для переноса частиц нанокатализатора по линии питания в ствол 104 скважины. Каждый сосуд 111 и 113 можно независимо нагревать нагревающим устройством, таким как электронагреватель.

После опорожнения сосуда 111 от каталитического материала сосуд 111 можно ввести в режим подготовки катализатора, а сосуд 113 можно ввести в режим перемещения. Задвижку 127 закрывают, задвижки 123 и 125 открывают, газ-носитель поступает из источника 112 газа-носителя через сосуд 113. Задвижка 127 регулирует перемещение материалов подготовки катализатора (не показано) в сосуд 113 для перемещения частиц нанокатализатора по линии питания в ствол 104 скважины.

Парогенератор 121 можно установить в стволе 104 скважины и использовать для пропаривания и нагрева тяжелой нефти 108 в пласте 106. Парогенератор 121 можно гидравлически соединить с источником 114 газа-носителя, источником 116 восстановителя, источником 118 окислителя и источником 120 пара.

Когда цикл подготовки катализатора в одном сосуде и перемещения катализатора из другого сосуда завершен, два сосуда меняются ролями. Сосуд, где катализатор подготавливался, становится циркуляционным сосудом, сосуд, из которого катализатор перемещался, становится сосудом подготовки катализатора. Данная смена ролей продолжается до завершения процесса закачки катализатора для образования и извлечения из пласта более легких нефтепродуктов.

Некоторые катализаторы содержат металл или металлосодержащее соединение, размещенное на углеродных нанотрубках. Для данных катализаторов температура реакций повышения качества должна быть ниже температуры, предоставляющей пару возможность вступления в реакцию с углеродными трубками. На другие катализаторы, такие как оксид титана или сам оксид титана, пар не действует и они эффективны в катализе реакций повышения качества.

Сосуды 111, 113 могут работать параллельно для подготовки нанокатализатора и перемещения нанокатализатора в ствол 104 скважины. Сосуды можно отделять от непрерывного потока восстановительного газа, окисляющего газа и пара. Например, нанокатализатор подготавливают импрегнированием соединения никеля или соли и соединения молибдена или соли на углеродные наночастицы, в результате получают катализатор с около 2% масс. никеля, около 10% масс. молибдена и около 88% масс. углеродных наночастиц. Одним типом углеродных наночастиц, которые можно использовать, является KETJEN BLACK^®, наночастицы, поставляемые Akzo Nobel Chemicals BV. Когда порция закачки катализатора закончена и осушена, газ-носитель пропускают через сосуд, содержащий катализатор, осуществляя при этом перенос катализатора в нагнетательную скважину и затем в пласт. В то время как катализатор, подготовленный в одном сосуде, перемещается в линии, ведущие к нагнетательной скважине, другая порция закачки катализатора подготавливается в другом сосуде. Смена подготовки катализатора и перемещения продолжается в каждом из двух сосудов, пока внутрипластовый процесс имеет преимущества от использования катализатора.

Способы добычи, использующие нанокатализатор, как описано в вариантах осуществления изобретения в данном документе, создают много преимуществ по сравнению с предшествующими технологическими процессами. В одном варианте осуществления способ включает совместное использование восстановителя (то есть, H₂), катализатора гидрирования, тяжелой нефти в пласте, нагрева и давления, что обуславливает прохождение каталитических реакций в коллекторе. В другом варианте осуществления способ включает сведение вместе окислителя (например, О₂), катализатора окисления, тяжелой нефти в пласте, нагрев и создание давления, тем самым обуславливая прохождение каталитических реакций в коллекторе.

Другие варианты осуществления создают много возможностей для внутрипластового повышения качества нефтепродуктов, поскольку имеются различные нанокатализаторы. Природа катализаторов заключается в поддержании реакций в более мягких условиях (то есть, при более низких температурах и давлениях), чем в тепловых или некаталитических реакциях. Поэтому гидрирование или окисление, например, можно проводить внутри пластов на меньших глубинах, чем обычный пиролиз и другие тепловые реакции. В одном примере каталитические процессы, описанные в данном документе, можно проводить в пластах на глубинах в пределах от около 500 футов (153 м) до около 5000 футов (1525 м).

В вариантах осуществления изобретения создана технология платформы, применимая к множеству различных внутрипластовых реакций в широком диапазоне тяжелой нефти, сверхтяжелой нефти, природного битума и более легких включений. Термин «тяжелая нефть» при использовании в данном документе может включать тяжелую нефть, сверхтяжелую нефть, битум, а также другие нефтяные смеси, расположенные в пластах под землей.

Дополнительно к этому в вариантах осуществления созданы способы, имеющие много практических применений, включающих внутрипластовое каталитическое гидрирование, внутрипластовый каталитический гидровисбрекинг, внутрипластовый каталитический гидрокрекинг, внутрипластовое каталитическое сжигание, внутрипластовый каталитический риформинг, внутрипластовое каталитическое алкилирование, внутрипластовую каталитическую изомеризацию и другие внутрипластовые каталитические реакции нефтепереработки.

Хотя вышеизложенное относится к вариантам осуществления изобретения, другие и дополнительно варианты осуществления изобретения можно разработать без отхода от основного объема, определяющегося формулой, приведенной ниже.

Группа изобретений относится к внутрипластовому преобразованию и добыче тяжелой нефти и природных битумов из геологических пластов и, в частности, к решению вопросов по улучшению характеристик пластов, содержащих углеводороды, за счет распределения нанокатализаторов в упомянутых пластах. Обеспечивает повышение эффективности добычи углеводородов за счет усовершенствования распределения нанокатализаторов в пластах. Сущность группы изобретений: в вариантах изобретения осуществляют добычу нефтепродуктов из пласта посредством закачки нанокатализатора в пласт и нагрева тяжелой нефти в нем. В одном варианте изобретения способ включает закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт, содержащий тяжелую нефть, воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал восстановителем, например водородом, установку парогенератора в пласте, генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал, образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте, имеющих пониженную вязкость, и извлечение более легких нефтепродуктов из пласта. В другом варианте осуществления изобретения создан способ, включающий воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал окислителем, например кислородом. Нанокатализатор может содержать кобальт, железо, никель, молибден, вольфрам, титан, ванадий, их сплавы, их оксиды, их производные и их комбинации. 5 н. и 45 з.п. ф-лы, 4 табл., 12 ил.

1. Способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий
закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт, содержащий тяжелую нефть;
воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал восстановителем;
установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с пластом;
генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал;
образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте, имеющих пониженную вязкость, и
извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

2. Способ по п.1, в котором нанокатализатор содержит железо и по меньшей мере один металл, выбранный из группы, состоящей из никеля, молибдена, вольфрама, титана, ванадия, хрома, марганца, кобальта, их сплавов, их оксидов, их сульфидов, их производных и их комбинаций.

3. Способ по п.2, в котором нанокатализатор содержит железо, никель и молибден.

4. Способ по п.1, в котором нанокатализатор содержит соединение молибдена либо соединение никеля или соединение кобальта.

5. Способ по п.1, в котором нанокатализатор содержит оксид вольфрама, сульфид вольфрама, их производные или их комбинации.

6. Способ по п.1, в котором каталитический материал содержит нанокатализатор на носителе из наночастиц углерода и каждая наночастица углерода имеет диаметр от около 5 нм до около 500 нм.

7. Способ по п.1, в котором каталитический материал содержит нанокатализатор на носителе из оксида алюминия, диоксида кремния, молекулярных сит, керамических материалов, их производных или их комбинаций.

8. Способ по п.1, в котором тяжелую нефть, содержащую каталитический материал, нагревают паром до температуры менее около 600°F-316°С.

9. Способ по п.8, в котором температуру принимают в пределах от около 400°F-204°С до около 550°F-288°C.

10. Способ по п.1, в котором восстановитель содержит реагент, выбранный из группы, состоящей из газообразного водорода, монооксида углерода, синтетического газа, тетралина, декалина, их производных и их комбинаций.

11. Способ по п.1, в котором пар генерируют сжиганием газообразного кислорода и газообразного водорода или сжиганием газообразного кислорода и газообразного углеводорода, содержащего метан, в парогенераторе, газообразный кислород и газообразный водород или газообразный углеводород, каждый, перемещают с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт.

12. Способ по п.1, дополнительно содержащий уменьшение вязкости тяжелой нефти посредством воздействия на тяжелую нефть и каталитический материал диоксидом углерода, и диоксид углерода перемещают с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт.

13. Способ по п.1, в котором более легкие нефтепродукты содержат на около 50 мас.%, меньше вредных примесей серы, чем тяжелая нефть или меньше.

14. Способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий
закачку каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в пласт, содержащий тяжелую нефть;
воздействие на тяжелую нефть и каталитический материал окислителем;
установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с пластом;
генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева тяжелой нефти, содержащей каталитический материал;
образование более легких нефтепродуктов из тяжелой нефти в пласте, имеющих пониженную вязкость, и
извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

15. Способ по п.14, в котором нанокатализатор содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из титана, циркония, алюминия, кремния, их оксидов, их сплавов, их производных и их комбинаций.

16. Способ по п.14, в котором нанокатализатор содержит оксид титана.

17. Способ по п.14, в котором каталитический материал содержит нанокатализатор на носителе из углеродных нанотрубок.

18. Способ по п.14, в котором тяжелую нефть, содержащую каталитический материал, нагревают паром до температуры в пределах от около 400°F-204°С до около 550°F-288°С.

19. Способ по п.14, в котором окислитель включает реагент, выбранный из группы, состоящей из газообразного кислорода, воздуха, воздуха, обогащенного кислородом, раствора перекиси водорода, их производных и их комбинаций.

20. Способ по п.19, в котором каталитический материал и окислитель закачивают в пласт вместе, причем окислитель включает газообразный кислород.

21. Способ по п.14, в котором пар генерируют сжиганием газообразного кислорода и газообразного водорода или сжиганием газообразного кислорода и газообразного углеводорода, содержащего метан, в парогенераторе, газообразный кислород и газообразный водород или газообразный углеводород, каждый, перемещают с позиции за пределами пласта через ствол скважины в пласт.

22. Способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий:
закачку газа-носителя через первый сосуд, содержащий первую порцию закачки каталитического материала, содержащего нанокатализатор, в первый сосуд;
подготовку второй порции закачки каталитического материала во втором сосуде;
закачку каталитического материала и газа-носителя из первого сосуда в пласт, содержащий тяжелую нефть, в котором нанокатализатор и тяжелая нефть образуют смесь нанокатализатора и тяжелой нефти;
воздействие на смесь нанокатализатора и тяжелой нефти восстановителем;
установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с пластом;
генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте;
образование более легких нефтепродуктов пониженной вязкости посредством гидрирования тяжелой нефти в смеси нанокатализатора и тяжелой нефти и
извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

23. Способ по п.22, в котором газ-носитель содержит диоксид углерода.

24. Способ по п.22, в котором подготовка второй порции закачки каталитического материала дополнительно содержит объединение нанокатализатора и наночастицы во втором сосуде.

25. Способ по п.24, в котором нанокатализатор содержит по меньшей мере один металл, выбранный из группы, состоящей из железа, никеля, молибдена, вольфрама, титана, ванадия, хрома, марганца, кобальта, их сплавов, их оксидов, их сульфидов, их производных и их комбинаций.

26. Способ по п.25, в котором наночастица содержит углерод, оксид алюминия, диоксид кремния, молекулярные сита, керамические материалы, их производные или их комбинации и наночастица имеет диаметр в пределах от около 5 нм до около 500 нм.

27. Способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий
закачку нанокатализатора и восстановителя в пласт, содержащий тяжелую нефть, в котором нанокатализатор и тяжелая нефть образуют смесь нанокатализатора и тяжелой нефти;
нагрев смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте до температуры менее чем около 600°F-316°С;
образование более легких нефтепродуктов пониженной вязкости посредством гидрирования тяжелой нефти в смеси нанокатализатора и тяжелой нефти и
извлечение более легких нефтепродуктов из пласта.

28. Способ по п.27, в котором нагрев смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте дополнительно включает:
установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с пластом и
генерирование и выпуск пара из парогенератора для нагрева смеси нанокатализатора и тяжелой нефти в пласте.

29. Способ по п.27, в котором температуру принимают в пределах от около 250°F-121°С до около 580°F-304°С.

30. Способ по п.29, в котором температуру принимают в пределах от около 400°F-204°С до около 550°F-288°С.

31. Способ добычи нефтепродуктов из нефтеносного пласта, включающий:
установку парогенератора в стволе скважины, находящейся в сообщении с нефтеносным пластом, содержащим тяжелую нефть;
закачку источника топлива и окислителя в парогенератор;
воздействие на тяжелую нефть каталитического материала, содержащего нанокатализатор;
генерирование пара парогенератором и воздействие пара на тяжелую нефть и
получение нефтепродуктов из тяжелой нефти в нефтеносном пласте, имеющих пониженную вязкость.

32. Способ по п.31. в котором источник топлива включает по меньшей мере один газ, выбранный из группы, состоящей из газообразного углеводорода, природного газа, метана, синтетического газа, водорода, монооксида углерода, диоксида углерода, их производных и их сочетаний.

33. Способ по п.32, в котором окислитель включает по меньшей мере один газ, выбранный из группы, состоящей из кислорода, воздуха, обогащенного кислородом воздуха, их производных и их сочетаний, и источник топлива включает метан, синтетический газ, водород, их производные или их сочетания.

34. Способ по п.31, в котором нефтеносную формацию вместе с каталитическим материалом закачивают газ-носитель, который включает по меньшей мере один газ, выбранный из группы, состоящей из синтетического газа, водорода, монооксида углерода, диоксида углерода, кислорода, воздуха, обогащенного кислородом воздуха, их производных и их сочетаний.

35. Способ по п.31, дополнительно включающий воздействие на тяжелую нефть отходящих газов, включающий диоксид углерода, и диспергирование каталитического материала и пара в тяжелой нефти.

36. Способ по п.31, в котором каталитическим материалом подвергают крекингу тяжелую сырую нефть с образованием нефтепродуктов, включающих крекированные углеводороды, в нефтеносном пласте.

37. Способ по п.31, в котором каталитический материал включает катализатор гидрирования, которым приводят к гидрированию тяжелую нефть с образованием нефтепродуктов.

38. Способ по п.31, в котором тяжелую нефть, содержащую каталитический материал, нагревают паром до температуры порядка менее около 600°F-316°C.

39. Способ по п.38, в ко тором температуру принимают в пределах от около 250°F-121°С до около 580°F-304°С.

40. Способ по п.39, в котором температуру принимают в пределах от около 400°F-204°С до около 550°F-288°С.

41. Способ по п.31, в котором нанокатализатор содержит по меньшей мере один металл, выбранный из группы, состоящей из железа, никеля, молибдена, вольфрама, титана, ванадия, хрома, марганца, кобальта, их сплавов, их оксидов, их сульфидов, их производных и их комбинаций.

42. Способ по п.41, в котором нанокатализатор содержит железо и по меньшей мере один металл, выбранный из группы, состоящей из никеля никеля, молибдена, вольфрама, титана, ванадия, хрома, марганца, кобальта, их сплавов, их оксидов, их сульфидов, их производных и их комбинаций.

43. Способ по п.42, в котором нанокатализатор содержит железо, никель и молибден.

44. Способ по п.41, в котором нанокатализатор содержит соединение никеля и соединение молибдена или нанокатализатор содержит соединение кобальта и соединение молибдена.

45. Способ по п.41, в котором нанокатализатор содержит оксид вольфрама, сульфид вольфрама, их производные или их сочетания.

46. Способ по п.41, в котором каталитический материал содержит нанокатализатор на носителе из наночастиц углерода, причем частицы углерода имеют средний диаметр менее 1 мкм.

47. Способ по 46, в котором средний диаметр находится в интервале от около 5 нм до около 500 нм.

48. Способ по п.41, в котором каталитический материал содержит нанокатализатор на носителе из оксида алюминия, диоксида кремния, молекулярных сит, керамических материалов, их производных или их комбинаций.

49. Способ по п.31, в котором нефтепродукты имеют пониженную концентрацию примесей серы по сравнению с тяжелой нефтью.

50. Способ по п.49, в котором нефтепродукты содержат около 30 мас.%, или менее примесей серы по сравнению с тяжелой нефтью.