СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ НЕФТЕКЕРОГЕНОСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2020 года по МПК E21B43/247 E21B43/18 

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов сланцевых формаций без использования гидравлического разрыва пласта (ГРП), а также для добычи природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей.

Установлено, что наибольшие стратегически значимые углеводородные запасы России сосредоточены в баженовской и доманиковой свитах. Работы по их освоению были начаты российскими нефтедобывающими компаниями несколько лет назад. Они заключались, в основном, в адаптации североамериканских добычных «сланцевых» технологий и существенных положительных результатов не принесли.

Специалистам известно, что североамериканские добычные «сланцевые» технологии - это доведенные до совершенства (1) технологии бурения длинноствольных горизонтальных скважин с протяженностью их горизонтального участка, зачастую, более 3000 метров с последующим (2) мультистадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) в таких скважинах - до 50 стадий на участке протяженностью 3000 метров.

Относительный успех их применения, например, в США на нефтеносных сланцевых формациях Баккен/Три Форкс, Игл Форд, Пермский бассейн или в Аргентине на нефтеносном сланцевом плее Вака Муэрта («Дохлая корова») обусловлен тем, что при относительно невысоком содержании С_орг (органический углерод: S₁ (нефть плотных пород) + S₂ (кероген)) в их нефтекерогеносодержащих пластах (в среднем, до 4-х процентов), их толщины достигают значительных величин - от 80 до 200 и более метров.

Это позволяло создать из одной скважины после проведения МГРП значительный дренируемый объем, равный, в среднем, до 40 млн. м³. При 4% содержании С_орг, в таком дренируемом из одной скважины объеме пласта, содержится, примерно, 3,5 млн. тонн С_орг, из которого примерно 880 тыс. тонн (25%) - это подвижная легкая нефть плотных пород (НПП) (Tight Oil) (S₁), которую называют также «нефть низкопроницаемых пород» (ННП) и, зачастую, называют, не совсем корректно, «сланцевой нефтью».

При среднем коэффициенте извлечения нефти (КИН) североамериканских добычных сланцевых технологий, равном в настоящее время 8%, прогнозируемая накопленная добыча (Estimated Ultimate Recovery (EUR)) из одной скважины НПП составляет 70,4 тыс. тонн или от 500 до 600 тысяч баррелей (550 тыс. баррелей, в среднем, для расчета).

При цене на нефть, равной 70 долларов США за баррель и себестоимости добычи НПП, например, на Баккене/Три Форкс в Северной Дакоте, равной 57,8 долларов за баррель [1], прогнозируемый доход на одну скважину составляет 6,7 млн. долларов США. Эти расчеты основаны на фактах «сланцевой» нефтедобычи США и подтверждены практикой, когда при повышении цены на нефть выше 60 долларов за баррель североамериканская «сланцевая» экономика возрождается. [2].

Баженовская свита отличается от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев тем, что ее пласты богаты органическим углеродом (С_орг - до 23%), они более пластичны, а толщина их, в среднем, составляет, примерно 20 метров. Более того, в ее пластах НПП примерно в 18 раз меньше, чем керогена. (Фиг. 1). [3].

Таким образом, на «бажене» возможно сформировать дренируемый объем пласта из одной скважины, примерно, в 10 раз меньший, чем на североамериканских нефтеносных сланцевых плеях, а КИН на баженовской свите, по мнению экспертов, в среднем, не превышает 6-ти процентов.

В результате несложных вычислений для специалистов понятно, что при достаточно высоком 10% содержании С_орг в дренируемом из одной баженовской скважины объеме пласта (4 млн. м³) содержится, примерно, 1320 тыс. тонн С_орг, из которых 132 тыс. тонн (10%) являются НПП (S₁). При КИН = 6%, на дневную поверхность скважины извлекается, примерно, 8 тыс. тонн НПП, что, в целом, соответствует практике нефтедобычи на баженовской свите.

По оценочны данным экспертов отрасли, для того, чтобы добыча НПП из баженовской свиты стала рентабельной, накопленная добыча НПП за весь период эксплуатации скважины должна составить более 30 тыс. тонн. По мнению большинства специалистов, такое возможно лишь в единичных случаях при разработке «сладких пятен» (по S₁).

Таким образом, недостаточная мощность/толщина пластов баженовской (и доманиковой) свиты, в сочетании с их высокой неоднородностью и пластичностью, является основной причиной, прогнозируемой экспертами убыточности баженовских добычных проектов в случае, если они будут нацелены на извлечение из ее пластов исключительно нефти низкопроницаемых пород.

Из приведенного выше следует, что экономически эффективное освоение баженовской (и доманиковой) свиты, в силу ее качественного отличия от североамериканских нефтеносных сланцевых плеев, возможно только при вовлечении в активную разработку дополнительного углеводородного ресурса - неподвижного керогена и неподвижной и/или малоподвижной битуминозной нефти, что предполагает применение тепловых технологий - технологий, основанных на воздействии на продуктивный пласт высокотемпературными рабочими агентами воздействия (РАВ).

Такая технология, использование которой может оказаться вполне успешной на баженовской и доманиковой свитах, должна, как минимум, дополнительно вовлекать в активную разработку кероген и битуминозную нефть, обеспечивать увеличение проницаемости продуктивных пластов свит, а также их реэнегизацию - повышение внутренней энергии пласта, его внутрипластового давления при условии снижения степени молекулярной блокировки флюидопроводящих каналов и отбора углеводородов через зоны пласта с увеличенной проницаемостью, в том числе, за счет карбонизации в околоскважинном объеме пласта остаточных тяжелых внутрипластовых углеводородов.

В настоящее время при добыче углеводородов тепловые технологии используются довольно широко. Из уровня техники известны различные способы теплового воздействия на пласт, например:

- с использованием электрических тэнов (SHELL In-Situ Conversion Process (ICP));

- за счет организации химических экзотермических реакций в пласте с инжектированием в него различных реагирующих веществ - бинарных смесей (патент РФ 2401941, МПК Е21В 43/22, 2009 г.);

- электромагнитного или радиочастотного нагрева пласта (Schlumberger и Phoenix-Wyoming, Inc.);

- за счет организации внутрипластового окисления/сжигания некоторой части внутрипластовых углеводородов (АО «РИТЭК» и ОАО «Зарубежнефть») (патент РФ №2403383, МПК Е21В 43/24, 2010 г., патент РФ №2418944, МПК Е21В 43/24, 2011 г.);

- за счет внесения энтальпии в пласт путем принудительной закачки в него высокотемпературного РАВ высокого давления в форме сверхкритической воды, насыщенной углекислым газом в сверхкритическом состоянии (патент РФ №2576267, МПК Е21В 43/24, 2015 г.).

Если принять во внимание невысокую (наноразмерную) пористость (примерно, 6-8%) и низкую проницаемость пластов баженовской и доманиковой свит (в среднем, 0,1 мД), а также значительную глубину их залегания (примерно, до 3500 метров), то остаются только три реальных способа осуществить нагрев их пластов, а именно:

- организовать внутрипластовое сжигание/окисление некоторой части внутрипластовых углеводородов, содержащихся в их пластах;

- организовать в пласте экзотермическую химическую реакцию за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, составляющих бинарную смесь;

- внести тепло в пласт путем принудительной закачки в него под высоким давлением высокотемпературного РАВ.

Такие технологии, в принципе, известны из уровня техники.

Так, например, характерным представителем технологий, основанных на внутрипластовом окислении/сжигании некоторой части внутрипластовых углеводородов, является способ (патент РФ №2403383, МПК Е21В 43/24, 2010 г.) разработки нефтяной залежи путем бурения нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины воздуха, воды, газов горения, выделенных из продукции добывающих скважин, и отбора из добывающих скважин нефти, газов горения и попутных нефтяных газов, при этом предварительно в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель для прогрева пласта до температуры не ниже 65°С в окрестности скважины радиусом 5-20 м, закачивают порцию горячей воды в чередовании с растворителем нефти массой 5-150 т на 1 м мощности продуктивного интервала, а также закачивают нагретую водовоздушную смесь, а водовоздушное отношение при пластовом давлении, меньшем 22,064 МПа, определяют из заданного соотношения.

Также известен способ (патент РФ №2418944, МПК Е21В 43/24, 2011 г.) разработки нефтекерогеносодержащих месторождений, включающий создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, для чего в пласт через нагнетательную скважину закачивают кислородосодержащую водовоздушную смесь, а термогидродинамические процессы регулируют величиной водовоздушного отношения кислородосодержащей смеси из условия прогрева зоны пласта до температуры не ниже 250°С, для чего определяют оптимальную величину водовоздушного отношения по аналитическому выражению. При этом величину водовоздушного отношения закачиваемой кислородосодержащей смеси циклически повышают и понижают вокруг установленной оптимальной величины с уровнем понижения упомянутой величины ниже 0,001 м³/нм³.

Приведенные выше способы основаны на применении термогазового воздействия на продуктивный пласт и для них характерны следующие общие недостатки, снижающие эффективность их применения на баженовской и доманиковой свитах.

1. Необходимость сжигания части ценных внутрипластовых углеводородов. При реализации данных способов для разогрева продуктивного пласта осуществляют окисление/сжигание некоторой части, содержащейся в нем НПП, имеющей высокую стоимость, для извлечения которой, собственно, и организуется сам процесс добычи. Так, для нагрева 1 м³ пласта до температуры 400°С требуется энергия равная, в среднем, примерно, 1000 МДж. Известно, что теплота сгорания средней по вязкости нефти равна, примерно, 45 тыс. кДж/кг. Следовательно, для нагрева 1 м³ пласта до температуры 400°С необходимо окислить/сжечь 22,22 кг внутрипластовой нефти. Также известно, что в результате теплового воздействия на пласты баженовской и доманиковой свит из 1 м³ возможно извлечь от 50 до 80 кг, как нефти низкопроницаемых пород, так и синтетической нефти, сгенерированной из керогена. Таким образом, в результате использования известных способов, объем суммарно извлекаемой нефти уменьшается на 44-27,5%, соответственно, с 50 до 27,7 кг/м³ и с 80 до 57,7 кг/м³. В случае, если для внутрипластового нагрева продуктивного пласта используется кероген, кинетика окисления которого значительно выше кинетики окисления нефти низкопроницаемых пород, то для достижения требуемой величины технологической температуры в пласте, по свидетельству самих авторов технологии термогазового воздействия, необходимо «сжечь» от 30 до 50% керогена, содержащегося в пласте.

2. Наличие коксообразования. Температура пласта в зоне внутрипластовых окислительных реакций может достигать 650°С и более. При продолжительном поддержании такой температуры в безводном пласте протекает процесс активного коксообразования. Кокс кольматирует флюидопроводящие каналы, что ведет к снижению эффективности известных способов.

3. Низкая прогнозируемость и управляемость. В пластовых условиях трудно спрогнозировать, какой именно в данный момент времени является температура в зоне осуществления окислительных реакций и, собственно, где она осуществляется. Средств онлайн контроля пока не существует. Это затрудняет процесс принятия решения о том, когда следует приступать к закачке теплой воды или водовоздушной смеси для формирования в пласте сверхкритической воды с последующим формированием локальных очагов внутрипластовой псевдо-сверхкритической среды. С учетом же высокой неоднородности пластов баженовской свиты и неопределенных зональных концентраций в них нефти плотных пород, битуминозной нефти и керогена, точный расчет температуры в пласте, понимание того, в каком именно месте пласта осуществляются высокотемпературные окислительные реакции, определение моментов начала закачки в продуктивный пласт воды или водовоздушной смеси и остановки закачки - практически, невозможно. Результатом низкой прогнозируемости и низкой управляемости известных способов является то, что в отдельные моменты времени пласт или отдельные его области могут либо перегреваться, либо, напротив, недонагреваться, что, в целом, ведет к снижению эффективности известных способов и возможности повреждения нагнетательных и добычных скважин за счет прорыва в них высокотемпературного флюида, преимущественно, по пропласткам (пачкам) с относительно высокой проницаемостью, называемых «бажен-баккен» (термин предложен акад. А.Э. Конторовичем).

4. Добыча нефти осуществляется через зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью. В известных способах используются, как минимум, две скважины - нагнетательная и добывающая. Из современного уровня техники известно, что в результате теплового воздействия проницаемость пласта возрастает. Но данный эффект не используется в известных способах, так как нефть плотных пород вытесняется от нагнетательной скважины в сторону добывающей скважины через пластовую зону с неизмененной низкой естественной проницаемостью.

5. Использование двух и более скважин. В известных способах используется несколько скважин - одна нагнетательная и, как минимум, одна добывающая. Это ведет к увеличению капитальных инвестиций и, соответственно, к росту себестоимости добычи углеводородов. По мнению экспертов, разработка пластов баженовской свиты с использованием циклического воздействия и только одной скважины, представляется более эффективным способом и по состоянию на 2015-2016 гг. АО «РИТЭК» изучает возможность использования именно одной скважины для осуществления циклического термогазового воздействия на продуктивный пласт.

6. Использование углеводородных растворителей. Использование углеводородных растворителей, особенно таких, как дизельное топливо, дистиллят нефти или широкая гамма легких ароматических углеводородов, повышает себестоимость добычи нефти и ведет к уменьшению экономической эффективности способов, так как некоторая часть доставленных с дневной поверхности скважины в продуктивный пласт углеводородных растворителей (до 50%) становится неизвлекаемой и остается в пласте.

7. Основная цель - вытеснение НПП. В технологии термогазового воздействия основной задачей является внутрипластовая генерация агентов (CO₂, угарный газ, легкие углеводородные фракции, азот и водяной пар), вытесняющих из пласта в добывающую скважину нефть плотных пород. Генерирование синтетической нефти из керогена в технологии термогазового воздействия является второстепенной задачей. Используемый концептуальный подход, при котором внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена уделяется меньшее внимание, чем вытеснению из пластов нефти НПП понижает степень эффективности известных способов, так как основной углеводородный потенциал баженовской (и доманиковой) свиты сосредоточен именно в керогене (403,3 млрд. тонн), а не в нефти плотных пород (22 млрд. тонн).

8. Закачка азота. В случае использования в качестве окислителя воздуха или воздуха с повышенным содержанием кислорода, в продуктивный пласт закачивается значительное количество азота, присутствие которого в продуктивном пласте понижает степень растворимости диоксида углерода в нефти и, таким образом, азот отрицательно влияет на процесс снижения плотности и вязкости нефти.

Типичным представителем технологий, основанных на термохимическом воздействии на продуктивный пласт с целью повышения его дебита организацией в пласте экзотермической химической реакции за счет инжектирования в него различных реагирующих веществ, является способ (патент РФ 2401941, МПК Е21В 43/22, 2009 г.) термохимической обработки нефтяного пласта за счет организации в нем химических экзотермических реакций с применением реагирующих веществ- так называемых, «бинарных смесей», включающий раздельную закачку в пласт компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ) по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам (НКТ), при этом нижний срез внешней НКТ опущен ниже нижнего среза внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме. ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта через кольцевое пространство между внешней и внутренней НКТ, ИГ подают по внутренней НКТ при этом, в качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, масс. %: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь (КАС)-32 - остальное, а в качестве ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, масс. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду - остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы ГОС.

Данный способ основан на термохимическом воздействии на пласт. Основным недостатком известного способа является высокая рыночная стоимость компонентов, используемых в бинарной смеси, что существенно ограничивает сферу его применения. В силу высокой стоимости компонентов бинарной смеси известный способ может быть использован исключительно в пластах с высокой пористостью (более 15%) и, главное, с высокой проницаемостью. Весьма также существенно, что при реализации известного способа период остывания нагретой части пласта в околоскважинном пространстве составляет несколько месяцев, а тепла нагретой части пласта - вмещающей горной породы должно быть достаточно, чтобы в течение этого времени через нагретую зону к скважине прошло и нагрелось теплом от остывающей околоскважинной горной породы 4-5 порций нефти, каждая из которых равна массе нефти, имевшейся в нагретом объеме пласта изначально. То есть, например, если в нагретом околоскважинном объеме пласта (V=15000 м³) при его пористости равной 20% изначально содержалось, примерно, 3000 тонн нефти, то при КИН = 25% на дневную поверхность, по расчетам авторов, при использовании известного способа может быть извлечено до 3750 тонн нефти (750 тонн (1 порция; КИН = 25%), 5 порций = 3750 тонн нефти). Действительно, это корректно применительно к высокопроницаемым пластам, содержащим высоковязкую или тяжелую нефть. Но известный способ не может быть эффективен на нефтеносных сланцевых плеях, имеющих очень низкую проницаемость и относительно небольшую тотальную пористость. При добыче углеводородов из пластов нефтеносных сланцевых плеев необходимо рассчитывать только на тот объем углеводородов, который содержится в разогретом объеме пласта, так как степень интенсивности реальной «подпитки» углеводородами из периферии низкопроницаемых пластов очень низкая и не превышает нескольких процентов от объема углеводородов, изначально содержавшегося в разогретом объеме пласта (внутрипластовая реторта).

Несомненно, к наиболее перспективным технологиям, обеспечивающим повышение нефтеотдачи, относятся технологии, основанные на принудительной закачке в продуктивный пласт под высоким давлением высокотемпературных РАВ.

Так, например, известен способ добычи углеводородов с использованием сверхкритического флюида и система для осуществления способа (см. опубликованная заявка US №2014/0224491, 2014 г., "System and Process for Recovering Hydrocarbons Using a Supercritical Fluids"), согласно которым осуществляют в наземном парогенерирующем устройстве получение сверхкритического «первого водного флюида» (вода в сверхкритическом состоянии) с его последующим инжектированием в пласт для нагрева внутрипластовых углеводородов, отбор нагретых углеводородов на дневную поверхность скважины и использование «второго водного флюида» (вода в сверхкритическом состоянии) для дополнительного частичного облагораживания отобранных из продуктивного пласта уже частично облагороженных углеводородов в одном из наземных устройств для улучшения их качества с целью облегчения процесса доставки отобранных из продуктивного пласта углеводородов на нефтеперерабатывающий завод для их окончательной переработки. При этом, данный способ может использоваться и для воздействия на пласты нефтеносных сланцевых плеев (Shale Oil, англ.) (см. стр. 4, [0035] п. 5.).

Недостатком известного решения является то, что используемые для его осуществления как «первый водный флюид», так и «второй водный флюид», имеют предельно простой композиционный состав и являются водой в сверхкритическом состоянии. Используемый «первый водный флюид» не содержит никаких иных компонентов, которые могли бы повысить степень конверсии тяжелых углеводородов в более легкие углеводороды или, например, способствовали снижению их вязкости и плотности, а также увеличивали подвижность/мобильность углеводородов в пласте или увеличивали бы дополнительно проницаемость пласта. Эффективность используемого в способе «первого водного флюида» была бы выше, если в композиционный состав «первого водного флюида» входили бы такие дополнительные компоненты, как водород (окислитель), диоксид углерода, монооксид углерода, метан и наноразмерные катализаторы конверсии углеводородов, например, в молекулярной или ионной форме.

Весьма существенно также и то, что в реализующей способ системе не используется продуктопровод (НКТ) с теплоизолирующим покрытием (ТИП), которое снижало бы тепловые транспортные потери при доставке высокотемпературного рабочего агента, - «первого водного флюида» с дневной поверхности скважины на ее забой.

Известен способ (заявка WO 2015/059026, 2015 г.) производства углеводородов в гидротермальных условиях, согласно которому используют две горизонтальные скважины, в одну из скважин нагнетают горячую воду под давлением, в том числе, воду в сверхкритическом состоянии. Далее, после предварительного нагрева пласта, выполняют ГРП для образования системы трещин, соединяющих нагнетательную и добывающую скважину (Figure 2, позиция 6). В разогретом пласте осуществляются реакции гидротермального ожижения углеводородов, включая кероген. Ожиженные в пласте углеводороды извлекают на дневную поверхность скважины. Внутрипластовое ожижение углеводородов с использованием высокотемпературной субкритической или сверхкритической воды позволяет добывать такие углеводороды, которые никаким другим способом не могут быть извлечены из пласта.

Первым недостатком известного способа является использование не одной, а двух скважин, одна из которых является нагнетательной, а вторая - добывающей. Такой подход увеличивает капитальные затраты, что, в целом, снижает эффективность использования известного способа.

Вторым недостатком известного способа является преднамеренное создание мега-трещин ГРП/мега-флюидопроводящих каналов между двумя скважинами (Figure 2, позиция 6). Без всякого сомнения, со временем, такие, связывающие обе скважины, трещины трансформируются в магистральные флюидопроводящие каналы, по которым закачиваемый через нагнетательную скважину высокотемпературный РАВ будет быстро, не успевая передать требуемую часть тепла пласту, перекачиваться из нагнетательной скважины в добывающую. В такой ситуации очень скоро в добывающую скважину будет поступать вода, имеющая температуру выше проектной, что означает увеличение тепловых потерь. Кондуктивный теплообмен станет доминирующим, а эффективность конвективного теплообмена и теплового воздействия на пласт снизится, что результируется в уменьшение степени эффективности использования известного способа.

Третьим недостатком известного способа является то, что доминирование кондуктивного теплообмена над конвективным не позволяет осуществлять быстрый нагрев продуктивного пласта и, соответственно, быструю и, главное, в достаточном количестве внутрипластовую генерацию синтетических углеводородов из битуминозной нефти и керогена. Это означает, что в добывающую скважину в процессе ее эксплуатации будет поступать флюид со все меньшим и меньшим содержанием углеводородов и все большим содержанием воды, температура которой превышает проектную. Углеводородный потенциал околотрещиноватых зон быстро истощится, а освоение углеводородного потенциала более отдаленных зон продуктивного пласта будет осуществляться со значительным отставанием и перерасходом тепловой энергии. Это также снижает эффективность использования известного способа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявленной группе изобретений является способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов (патент РФ №2 671 880, кл. Е21В 43/247, 2018 г), включающий приготовление РАВ, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу. Перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта, а перед отбором из него углеводородов осуществляют термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт для облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термо-каталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта. В околоскважинном объеме продуктивного пласта формируют «каталитический пояс/фильтр» и за счет процесса гидротермальной карбонизации углеводородов формируют нанопористое углеродное покрытие на внутренней поверхности нанофлюидопроводящих каналов, после чего осуществляют отбор по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной НКТ и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.

Технологический комплекс, предназначенный для реализации описанного выше способа, включает наземный генератор ультра-сверхкритической воды, продуктопровод, выполненный в виде колонны НКТ с ТИП, размещенных в скважине до ее забоя, причем генератор имеет возможность подключения выходом к колонне НКТ. Технологический комплекс оснащен смесителем, установкой для водоподготовки, подключенной выходом к входу генератора, а также реактором окисления, реактором риформинга органических соединений и блоком обогащения органическими соединениями, подсоединенного выходом к первому входу реактора риформинга органических соединений, ко второму входу которого имеет возможность подсоединения генератор, а выход реактора риформинга имеет возможность подсоединения к колонне НКТ, к входу реактора окисления подсоединен генератор, а выход реактора окисления имеет возможность подсоединения к колонне НКТ, при этом в колонне НКТ коаксиально расположена с зазором безмуфтовая труба, к которой имеет возможность подсоединения емкость для холодной воды, или емкость для окислителя, а смеситель имеет возможность подсоединения входом к генератору, а выходом - к колонне НКТ.

В результате анализа известного способа необходимо отметить, что при его осуществлении для воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт используются 10 типов РАВ, причем некоторые из них применяются для увеличения проницаемости пласта, что является одним из наиважнейших факторов, обеспечивающих эффективность известного способа, использование которого обеспечивает КИН до 45-50%.

Изложенное выше подтверждает эффективность данного способа по сравнению с приведенными выше.

Однако при реализации известного способа, при использовании РАВ № I.Б, сразу после его инжектирования в пласт, в околоскважинном объеме пласта (радиус до 1-го метра) незамедлительно инициируются множественные нанолокальные экзотермические реакции окисления некоторой части внутрипластовых углеводородов и, таким образом, использование данного РАВ для увеличения проницаемости пласта в известном способе ограничено околоскважинным объемом, имеющим радиус до 1-го метра. Весьма также существенно, что при прохождении высокотемпературного РАВ по колонне НКТ с ТИП в процессе их доставки в продуктивный пласт под высоким давлением, общая длина колонны НКТ, в результате их нагрева, значительно удлиняется.

Так, например, при закачке в продуктивный пласт высокотемпературного РАВ по колонне НКТ, выполненных из сплава INCONEL 740Н, при их нагреве, в среднем (равномерно по всей длине НКТ), до температуры 520°С, участок колонны НКТ, длиной 3000 метров, линейно увеличивается на 21,84 метра, а при отборе из продуктивного пласта менее высокотемпературной водонефтяной эмульсии, имеющей температуру 280°С (в среднем, по всей длине НКТ), тот же участок, длиной 3000 метров, линейно увеличивается на 11,34 метра или линейно уменьшается на 10,5 метров относительно его линейного размера при прокачке РАВ (21,84 м - 11,34 м = 10,5 м).

Таким образом, при термохимическом воздействии высокотемпературного РАВ на продуктивный пласт и последующем отборе из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, имеющей (по сравнению с температурой РАВ) значительно более низкую температуру, НКТ, размещенные внутри обсадной колонны, циклически изменяют свою длину.

Такие тепловые линейные деформации НКТ приводят к периодическому возвратно-поступательному перемещению пакера вместе с колонной НКТ вдоль внутренней поверхности обсадных труб, что весьма часто приводит к нарушению герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины и к потере части дорогостоящего РАВ за счет его перетока из подпакерной зоны скважины в надпакерную, и, как следствие - к снижению давления в подпакерной зоне скважины.

Приведенные выше обстоятельства снижают эффективность использования термохимических технологий при освоении нефтеносных сланцевых формаций (баженовская и/или доманиковая свиты) и разработке месторождений тяжелых углеводородов, в частности, глубокозалегаемых.

Технический результат настоящей группы изобретений заключается в повышении нефтеотдачи продуктивных керогеносодержащих пластов за счет формирования в околоскважинной зоне пласта высокопроницаемой внутрипластовой реторты, и постепенного, по мере отбора нефти из этой околоскважинной зоны, увеличения ее объема, а также за счет периодического восстановления проницаемости околоскважинной зоны пласта и проведения в нем внутрипластовой генерации высокотехнологичной нефти за счет инжектирования в продуктивный пласт РАВ, а также за счет обеспечения герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины и компенсации термобарических изменений длины колонны НКТ в процессе инжектирования РАВ и отбора углеводородов.

Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе добычи высокотехнологичной нефти (углеводородов) из нефтекерогеносодержащего пласта, включающем термохимические воздействия на продуктивный пласт рабочими агентами, приготавливаемыми на дневной поверхности и инжектируемыми в заданной последовательности в околоскважинную зону продуктивного пласта по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, с последующим отбором из него в режиме фонтанирования скважины водонефтяной эмульсии, состоящей, преимущественно, из воды, жидких и газообразных углеводородов, включая синтетические, и иных газов, доставкой ее на дневную поверхность по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, новым является то, что процесс добычи осуществляют циклически, каждый из циклов включает несколько этапов, первым этапом каждого цикла является этап инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия, а последним - отбор из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, причем на этапе отбора нефти каждого цикла контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до заранее заданного значения, прекращают отбор, при этом, при осуществлении первого цикла на первом его этапе формируют в продуктивном пласте околоскважинную зону с повышенной проницаемостью путем инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа и осуществляют генерацию данным рабочим агентом воздействия синтетических углеводородов в околоскважинной зоне, с последующим этапом отбора водонефтяной эмульсии и доставку ее на дневную поверхность, после чего осуществляют второй цикл, на первом этапе которого формируют в околоскважинной зоне продуктивного пласта магистральные флюидопроводящие каналы за счет реализации внутрипластовых тепловых взрывов, которые осуществляют инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°С и давлением от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, после чего, на втором этапе, перед отбором водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, осуществляют генерацию в околоскважинной зоне синтетических углеводородов инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, а на первом этапе третьего цикла восстанавливают проницаемость околоскважинной зоны продуктивного пласта, для чего инжектируют в нее рабочий агент воздействия, состоящий из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂ +; Fe₃ +), после чего, на втором этапе осуществляют растворение содержащихся в продуктивном пласте смол и асфальтенов за счет инжектирования в его околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374°С и до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной органическим растворителем, после чего на третьем этапе формируют в околоскважинной зоне продуктивного пласта дополнительные флюидопроводящие каналы инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, в виде воды, температурой выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода, или рабочего агента воздействия, в виде воды, температурой от 374 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода, после чего на четвертом этапе данного цикла осуществляют генерацию в продуктивном пласте синтетических углеводородов инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором на пятом этапе из продуктивного пласта сгенерированной водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, после чего на первом этапе четвертого цикла осуществляют восстановление проницаемости продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода, или рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода, после чего на втором этапе осуществляют генерацию синтетических углеводородов за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором на третьем этапе четвертого цикла водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, после чего на первом этапе пятого цикла восстанавливают проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру выше 593°С и до 650°С при давлении от 23 до 50 МПа, после чего, на втором этапе осуществляют растворение смол и асфальтенов продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной органическим растворителем, концентрация которого составляет от 1 до 500 кг/м³ воды в нормальном состоянии и этанолом (С₂Н₅ОН) в концентрации от 0,1 до 50 кг/м³ воды в нормальном состоянии с последующим отбором на третьем этапе данного цикла водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность.

В технологическом комплексе, включающем установку для водоподготовки, вход которой имеет возможность соединения с источником воды, генератор, предназначенный для получения воды давлением от 23 МПа до 50 МПа и температурой от 374°С до 593°С и выше, колонну насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в обсадной трубе скважины до ее забоя и предназначенную для инжектирования в продуктивный пласт скважины рабочих агентов воздействия и отбора из него с доставкой на дневную поверхность водонефтяной эмульсии, а также емкости для хранения компонентов, предназначенных для приготовления рабочих агентов воздействия, новым является то, что комплекс оснащен блоком приготовления рабочих агентов воздействия, емкостью для хранения и выдачи подготовленной воды, а также емкостью для хранения и выдачи приготовленных рабочих агентов воздействия, в качестве емкостей для хранения компонентов, предназначенных для приготовления рабочих агентов воздействия, использованы емкости для хранения пероксида водорода, для хранения воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂ +), для хранения воды, насыщенной ингибитором водорода, для хранения органических растворителей, для хранения этанола, при этом емкость для хранения и выдачи подготовленной воды входом соединена с выходом установки для водоподготовки, а выходом - с входом генератора воды, выход которого подсоединен к входу блока приготовления рабочих агентов воздействия, к входам которого также подсоединены указанные выше емкости для компонентов рабочих агентов воздействия, выход блока приготовления рабочих агентов воздействия подсоединен к входу емкости для хранения и выдачи приготовленных рабочих агентов воздействия, выход которой имеет возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб, в которую встроен компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб, имеющий возможность герметичного контакта с внутренней поверхностью обсадной трубы для разделения скважины на два герметичных друг от друга объема - надпакерного и подпакерного.

Используемые при описании заявленной группы изобретений термины означают следующее.

Высокотехнологичная нефть (ВТН). Под высокотехнологичной нефтью понимается нефтяная смесь (Oil Blend), композиционно состоящая из:

- молекулярно модифицированной и частично облагороженной подвижной НПП, полученной в результате термохимического воздействия на продуктивный пласт, а также изначально находящейся в пласте;

- десорбированной молекулярно модифицированной и частично облагороженной НПП, которая, до термохимического воздействия, находилась в адсорбированном состоянии на внутренней поверхности округлых и щелевых пор пласта (адсорбированная НПП, - до 25% от всей НПП, находящейся в пласте). Чем менее проницаемым является продуктивный пласт, тем удельно больше в нем адсорбированной, удерживаемой поверхностью флюидопроводящих каналов НПП;

- молекулярно модифицированных и частично облагороженных жидких и подвижных нефтепродуктов конверсии битуминозной нефти (термобитум + тяжелые/средние нефти);

- сгенерированной внутри продуктивного пласта из керогена синтетической нефти (Synthetic Oil).

Ингибитор. Под ингибитором (лат. inhibere «задерживать») понимается общее название веществ, подавляющих или задерживающих течение физиологических и физико-химических (главным образом ферментативных) процессов.

Катализатор. Под катализатором понимается химическое вещество, ускоряющее реакцию, но не расходующееся в процессе реакции.

Растворители. В заявленной группе изобретений используются органические растворители, преимущественно, из групп: (1) ароматических растворителей (бензол, толуол, сольвент и др.); (2) хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.); (3) гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.).

Интенсифицированные тепловые взрывы. Под интенсифицированными тепловыми взрывами понимаются тепловые взрывы, которые, благодаря присутствию катализаторов, осуществляются за более короткий временной период, чем в таких же условиях осуществляются «конвенциональные» тепловые взрывы. Так, например, если в одних и тех же условиях «конвенциональный» тепловой взрыв в пласте происходит за 30 секунд, то интенсифицированный тепловой взрыв может произойти за 20 или за 10 секунд, в зависимости от типа, качества и концентрации катализатора. Интенсифицированные тепловые взрывы позволяют увеличить проницаемость околоскважинного объема продуктивного пласта в большей степени, чем «конвенциональные» тепловые взрывы.

Отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы. Под отложенными/задержанными во времени тепловыми взрывами понимаются тепловые взрывы, которые, благодаря присутствию ингибиторов, инициируются позже, чем в таких же условиях инициируются «конвенциональные» тепловые взрывы. Так, например, если в одних и тех же условиях «конвенциональный» тепловой взрыв инициируется в пласте через 60 секунд, то отложенный/задержанный во времени тепловой взрыв может инициироваться в пласте через 600 секунд или через 1200 секунд, в зависимости от типа и концентрации используемого ингибитора. В отличие от «конвенциональных» тепловых взрывов, отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы возможно осуществить в более отдаленных от скважины зонах продуктивного пласта.

Объем внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью. Под объемом внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью понимается часть объема внутрипластовой реторты, в котором были осуществлены «конвенциональные» тепловые взрывы, и/или интенсифицированные тепловые взрывы, и/или отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы, в результате чего проницаемость в этой части объема внутрипластовой реторты достигает максимального значения.

Площадь контакта объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью с остальным объемом внутрипластовой реторты. Под площадью контакта объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью с остальным объемом внутрипластовой реторты понимается площадь наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью.

Компенсатор термобарических изменений длины колонны НКТ с ТИП. Под компенсатором понимается устройство, которое позволяет НКТ с ТИП многократно циклично изменять свою длину (удлиняться и укорачиваться) в скважине при условии сохранения разобщения объема скважины ниже компенсатора от объема скважины, выше компенсатора. Так, например, в одной и той же скважине в объеме скважины ниже компенсатора может находиться флюид, например, имеющий Т = 480°С при Р = 45 МПа и плотности 250,5 кг/м³, а в объеме скважины выше компенсатора может находиться флюид, например, имеющий Т = 120°С при Р = 3 МПа и плотности 944,5 кг/м³. Таким образом, компенсатор помимо того, что позволяет компенсировать термобарические изменения длины НКТ, одновременно выполняет и функцию внутрискважинного высокотемпературного пакера высокого давления.

«Листоватость» баженовской свиты. Одной из особенностей продуктивных пластов баженовской свиты является их природная «листоватость», которая проявляется в том, что между слоями горной породы расположены слои тяжелых углеводородов (битумоидов), состоящие, преимущественно, из смеси смол и асфальтенов, которые выполняют функцию «цементирования» горной породы баженовской свиты.

Отбор высокотехнологичной нефти в режиме фонтанирования скважины и компакция продуктивного пласта. Весьма существенным является то, что удаление продуктов растворения, состоящих из растворителя, растворенных смол и асфальтенов, жидких подвижных углеводородов, углеводородных и иных газов (жидкая смесь) из призабойной зоны скважины нефтекерогеносодержащего пласта осуществляют в режиме фонтанирования скважины под давлением, значение которого выше гидростатического давления. Такой подход не позволяет допустить компакции продуктивного пласта. Керогеносодержащие продуктивные пласты баженовской свиты, как правило, лишены «скелета», их пористость и проницаемость поддерживаются только за счет того, что в поровом пространстве такого продуктивного пласта присутствуют внутрипластовые флюиды, распирающее давление которых всегда превышает уровень гидростатического давления. Поэтому если распирающее давление внутрипластовых флюидов в продуктивном пласте падает ниже уровня гидростатического давления, то начинается процесс компакции такого продуктивного пласта, или, иначе, процесс «схлопывания», как субгоризонтальных, так и субвертикальных флюидопроводящих каналов, что ведет к уменьшению пористости и проницаемости продуктивного пласта.

При отборе из такого продуктивного пласта жидкой смеси важно соблюдать, названное выше условие, и не допускать падение внутрипластового давления ниже уровня гидростатического давления и всегда поддерживать его на уровне, который на 2-3 МПа превышает уровень гидростатического давления.

РАВ. В заявленной группе изобретений используются РАВ, доставляемые в строго определенной последовательности по колонне НКТ в околоскважинную зону продуктивного пласта и оказывающие на нее термохимические воздействия. Композиционно РАВ состоят из воды, имеющей температуру (Т) выше 593°С при давлении (Р) от 23 и до 50 МПа (вода в ультра-сверхкритическом состоянии) или имеющей температуру от 374°С до 593°С при Р от 23 до 50 МПа (вода в сверхкритическом состоянии). Физически РАВ - высокотемпературная пароводяная смесь, в которую введен один или несколько компонентов для регламентированного термохимического воздействия на продуктивный пласт,

Вертикальная или направленно-наклонная скважина типа «Елка».

Для осуществления заявленной группы изобретений используется вертикальная или направленно-наклонная скважина типа «Елка», которая состоит из основного ствола скважины, оснащенного радиальными субгоризонтальными необсаженными стволами малого диаметра (до 60 мм) длинной до 100 метров (позициями не обозначены). Схема такой скважины представлена на Фиг. 2.

Пластовые зоны. Под пластовыми зонами (Фиг. 3) или зонами нефтекерогеносодержащего пласта (позиция 3) до которого пробурена вертикальная скважина (позиция 4) с субгоризонтальными радиальными стволами (позиция 5) подразумеваются:

- пластовая зона №1 (позиция 1), это околоскважинный объем пласта, радиус которого не превышает 1-го метра от ствола скважины. Трансформация тяжелых углеводородов в напористый неорганический углерод в этой зоне, а также КИН углеводородов в жидкой или в газообразной форме из этой зоны достигает своего возможного максимума;

- пластовая зона №2 (позиция 2), это околоскважинный объем пласта, радиус которого составляет от 1-го до 3-х метров.

Естественно, что данные зоны являются условными, в реальном пласте нет его четкого разделения на данные зоны. Такое условное разделение пласта на зоны способствует лучшему пониманию существа заявленной группы изобретений.

Сущность заявленной группы изобретений поясняется графическими материалами и таблицей, на которых:

- на фиг. 1 - диаграмма, характеризующая влияние керогена на объем извлекаемых углеводородных ресурсов баженовской свиты;

- на фиг. 2 - схема вертикальной скважины типа «Елка»;

- на фиг. 3 - схема пластовых зон нефтекерогеносодержащего продуктивного пласта;

- на фиг. 4 - схема технологического комплекса, используемого для осуществления заявленного способа;

- таблица - алгоритм циклического термохимического воздействия рабочими агентами на нефтекерогеносодержащий продуктивный пласт при осуществлении способа.

Для осуществления заявленного способа может быть использован технологический комплекс (Фиг. 4), включающий модуль водоподготовки 6, ко входу которого подсоединена линия подвода технической воды, а выход подведен к входу емкости 7 для хранения подготовленной в модуле 6 воды. Выход данной емкости подсоединен к входу генератора 8 подготовки сверхкритической или ультра-сверхкритической воды (далее - генератор).

Технологический комплекс оснащен блоком 9 приготовления РАВ, к которому параллельно посредством трубопроводов (позициями не обозначены) подсоединены емкость 10 для 30-50% раствора пероксида водорода, емкость 12 для воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂ +), емкость 14 для воды, насыщенной ингибитором водорода (пероксида водорода), например, натрия фосфатом, емкость 22 для органического растворителя и емкость 24 для этанола.

При приготовлении РАВ для подачи компонентов из емкостей 10, 12, 14, 22 и 24 в блок 9 используются встроенные в трубопроводы насосы, соответственно, 11, 13, 15, 23 и 25 первый из которых (11) обеспечивает подачу в блок 9 приготовления РАВ пероксида водорода, второй (13) обеспечивает подачу в блок 9 воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂ +), третий (15) обеспечивает подачу в блок 9 водного раствора, насыщенного ингибитором водорода, четвертый (22) обеспечивает подачу в блок 9 органического растворителя и пятый (25) обеспечивает подачу в блок 9 этанола.

Выход блока 9 связан с емкостью 16 для хранения с поддержанием заданной температуры и дозированной выдачи приготовленных в блоке 9 РАВ 21. Для поддержания заданной температуры помещенного в емкость 16 РАВ, она оснащена регулируемым подогревателем (не показан). Контроль температуры РАВ осуществляется датчиками температуры (не показаны).

Выход емкости 16 подведен на вход расположенной в вертикальной скважине (без радиальных стволов) 17 колонне НКТ 18 с ТИП, в которую встроен компенсатор 19 термобарических изменений длины колонны НКТ с ТИП, наружная поверхность которого постоянно и плотно (без зазора) контактирует с внутренней поверхностью обсадной трубы (не показана) скважины. Колонна НКТ опущена в скважину до нефтекерогеносодержащего продуктивного пласта 20.

Весьма важным для достижения указанного технического результата и новым по отношению к решению - наиболее близкому аналогу, является использование в технологическом комплексе компенсатора 19. Компенсатор встроен в колонну НКТ, и он выполняет две функции: (1) компенсирует термобарические изменения длины колонны НКТ с ТИП и (2) обеспечивает герметичное разобщение объема скважины на надпакерный и подпакерный объемы, находящиеся, соответственно, выше и ниже компенсатора. Использование колонны НКТ с ТИП, в которую встроен компенсатор 19, позволяет отказаться от использования сложной скважинной конфигурации «Труба в трубе».

Естественно, что такой компенсатор должен эффективно работать в условиях высокой температуры и давления, имеющих место при эксплуатации скважины, а также обладать высокими антифрикционными свойствами, так как его наружная поверхность постоянно находится в плотном контакте с обсадной трубой скважины и циклически перемещается относительно нее при компенсации термобарических линейных деформаций колонны НКТ.

Такие компенсаторы известны из уровня техники, см., например, патент РФ №2688807 «Компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб».

Весьма существенным является также введение в конструкцию технологического комплекса емкостей 7 и 16. Их наличие позволяет осуществить технологическую «развязку» модуля водоподготовки 6 и генератора 8, обеспечив работу каждого из них в оптимальном режиме с постоянным резервом подготовленной воды в емкости 7, а также гарантированно обеспечить поступление заданного количества РАВ в продуктивный пласт.

Работа комплекса осуществляется, предпочтительно, в автоматическом режиме, для чего комплекс оснащен системой управления (не показана).

Естественно, комплекс оснащен датчиками контроля температуры и давления сред, генерируемых технологическим комплексом, а также стандартной транспортирующей и запорно - регулирующей арматурой (не показаны), обеспечивающей его работу в автоматическом режиме.

Блоки и модули технологического комплекса, выполнение которых не раскрыто в данной заявке, являются известными и их конструктивное решение не составляет предмета патентной охраны.

Заявленный способ, с использованием приведенного выше технологического комплекса, осуществляют следующим образом.

Технологический комплекс, выполнение которого раскрыто выше, обеспечивает приготовление РАВ, их хранение и доставку с заданными параметрами в околоскважинную зону продуктивного пласта.

В процессе работы комплекса (осуществления способа) техническая вода подается в модуль 6 водоподготовки, в котором осуществляются очистка воды от загрязнений и механических примесей с применением стандартных средств механической фильтрации и ее умягчение с использованием обратного осмоса и ультрафильтрации. Тонкая механическая очистка воды - удаление из воды различных нерастворенных взвесей осуществляется промышленными мультипатронными фильтрами с промывными титановыми мембранами. Тонкость очистки составляет 0,1 мкм, что предотвращает образование засоров и быстрый износ деталей парогенератора, а также процесс кольматации пласта. Нетрудно сделать вывод, что модуль водоподготовки должен содержать также блок обезжелезивания и деманганация воды - удаление из воды железа и марганца как в растворенной, так и в окисленной форме промышленными фильтрами обезжелезивателями. При необходимости для окисления растворенных в воде металлов применяются дополнительные методы: аэрация, отстаивание, дозирование реагентов, что предотвращает образование шлама и засоры. Также значимым компонентом модуля водоподготовки является блок дегазация воды - устранение из воды коррозионноактивных веществ: кислорода и углекислоты при помощи химводоподготовки, предварительной термической деаэрация (нагрев воды при постоянном давлении) или с использованием процесса вакуумной дегазация (противоток воды и пара).

Подготовленная вода из модуля водоподготовки 6 подается на хранение в емкость 7 для подготовленной воды, из которой дозировано, насосом (не показан), имеет возможность подачи в генератор 8, в котором осуществляется процесс генерации ультра-сверхкритической воды (Т более 593°С при Р более от 25 до 50 МПа) или сверхкритической воды (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа) за счет ее нагрева в теплообменном устройстве генератора. В качестве генератора может быть использован, в частности, модуль, известный из патента РФ на полезную модель «Модуль генерации ультрасверхкритического рабочего агента» №189433 от 14 января 2019 г.

Приготовленная в генераторе 8 вода подается в блок 9, в который из соответствующей емкости (емкостей) подается (подаются) компонент(ы) для приготовления конкретного РАВ.

Блок 9 представляет собой толстостенную трубу длиной до 10 метров с входными каналами для инжектирования в блок 9 подготовленной воды из генератора 8 и компонентов из емкостей 10, 12, 14, 22, 24, и выходным каналом, подведенным на вход емкости 16, предназначенной для хранения и дозированной выдачи приготовленных в блоке 9 РАВ 21.

Приведем состав каждого используемого для осуществления способа РАВ и процесс его приготовления в блоке 9.

РАВ №1

РАВ №1 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом или сверхкритическом состоянии, которую получают в генераторе 8 из подаваемой из емкости 7 подготовленной воды. Приготовленный РАВ №1 из генератора 8 подают через блок 9 в емкость 16. Запорная арматура всех других емкостей при этом перекрывает поступление их содержимого в блок 9.

РАВ №2

РАВ №2 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную органическим растворителем, концентрация которого составляет от 1 до 500 кг/м³ воды в нормальном состоянии. В качестве органического растворителя используют растворители из группы ароматических растворителей (бензол, толуол, сольвент), или из группы хлорзамещенных углеводородов (хлороформ, тетрахлорметан), или из группы гидроароматических растворителей (тетралин, декалин),

Для приготовления РАВ №2 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 22 насосом 23 подают органический растворитель, в результате смешивания данных компонентов формируется РАВ №2, имеющий Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа, который подают в емкость 16.

РАВ №3

РАВ №3 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксида водорода (Н₂О₂) в концентрации от 1 до 500 кг/м воды в нормальном состоянии.

Для приготовления РАВ №3 полученную в генераторе 8 воду в ультра-сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 подают необходимое количество пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №3, который при Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа подают в емкость 16.

РАВ №4

РАВ №4 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксидом водорода (Н₂О₂) в концентрации от 1 до 500 кг/м³ воды нормальном состоянии.

Для приготовления РАВ №4 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 подают необходимое количество пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №4, который при Т от 380 до 593°С и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость 16.

РАВ №5

РАВ №5 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м³ воды нормальном состоянии и ингибитором пероксида водорода (например, термически устойчивый при высоких температурах натрия фосфат - Na₃Po₄). Требуемая концентрация каждого из компонентов определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.

Для приготовления РАВ №5 полученную в генераторе 8 воду в ультра-сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 насосом 11 и из емкости 14 насосом 15 подают в указанных выше пропорциях 30-50% водный раствор пероксида водорода и ингибитор пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов в блоке 9 РАВ №5, который при Т выше 593°С и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость 16.

РАВ №6

РАВ №6 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную 30-50% водным раствором пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м³ воды нормальном состоянии и ингибитором пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄). Требуемая концентрация каждого из компонентов всегда определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.

Для приготовления РАВ №6, полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии, подают в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 и из емкости 14 насосом 15 подают в указанных выше пропорциях пероксид водорода и ингибитор пероксида водорода, получая в результате смешивания данных компонентов в блоке 9 РАВ №6, который при Т от 380 до 593°С и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость 16.

РАВ №7

РАВ №7 представляет собой воду в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенную реактивом Фентона, который состоит из 30-50%) водного раствора пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м воды нормальном состоянии и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂ +; Fe₃ +). Требуемая концентрация каждого из компонентов определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.

Для приготовления РАВ №7 полученную в генераторе 8 воду в ультра-сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 насосом 11 подают пероксид водорода и из емкости 12 насосом 13 подают воду, насыщенную катализатором в форме ионов железа II (Fe₂ +), получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №7, который при Т выше 593°С и Р от 23 до 50 МПа подают в емкость 16.

РАВ №8

РАВ №8 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную реактивом Фентона, который состоит из 30-50% водного раствора пероксида водорода в концентрации от 1 до 500 кг/м³ воды нормальном состоянии и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂ +; Fe₃ +). Требуемая концентрация каждого из компонентов всегда определяется опытным путем для каждого отдельного пласта.

Для приготовления РАВ №8 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 10 насосом 11 подают пероксид водорода и из емкости 12 насосом 13 подают воду, насыщенную катализатором в форме ионов железа II (Fe₂ +), получая в результате смешивания данных компонентов РАВ №8, который при Т от 380 до 593°С и Р от 23 до 50 МПа подают в емкость 16.

РАВ №9

РАВ №9 представляет собой воду в сверхкритическом состоянии, насыщенную органическим растворителем, концентрация которого составляет от 1 до 500 кг/м³ воды в нормальном состоянии и этанолом (С₂Н₅ОН) в концентрации от 0,1 до 50 кг/м³ воды в нормальном состоянии.

В качестве органического растворителя могут быть использованы, в частности: (1) из группы ароматических растворителей, например, бензол (С₆Н₆) (Т_кр = 288.9°С, Р_кр = 4.83 МПа), толуол, сольвент, (2) из группы хлорзамещенных углеводородов (хлороформ (трихлорметан), тетрахлорметан и др.), (3) из группы гидроароматических растворителей (тетралин, декалин и др.),

Для приготовления РАВ №9 полученную в генераторе 8 воду в сверхкритическом состоянии подают в блок 9, в который из емкости 22 насосом 23 подают органический растворитель и из емкости 24 насосом 25 подают этанол, получая в результате смешивания всех компонентов РАВ №9, который при Т от 374 до 593°С и Р от 23 до 50 МПа, подают в емкость 16.

В емкости 16 каждый приготовленный РАВ каждый хранится с поддержанием заданной температуры, после чего по колонне НКТ насосом высокого давления (не показан) нагнетается по колонне НКТ 18 в продуктивный пласт 20.

Согласно заявленному способу, термохимическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют циклически, за пять циклов, при этом, каждый цикл включает несколько этапов, причем первым этапом каждого цикла является инжектирование в призабойную зону продуктивного пласта, определенного РАВ, а последним (заключительным) этапом каждого цикла является этап отбора углеводородов (водонефтяной эмульсии) из продуктивного пласта и доставка их на дневную поверхность.

Цикл №1.

Начальное термохимическое воздействие (этап 1) на продуктивный пласт осуществляют с использованием заранее приготовленного РАВ №1 (каждый используемый далее РАВ приготавливается заранее и хранится в емкости 16), который из емкости 16, насосом высокого давления по колонне НКТ с ТИП подается в околоскважинную зону продуктивного пласта (пластовая зона №1). Особенностью РАВ №1 является то, что он имеет очень низкую плотность, которая составляет примерно 94,645 кг/м³, а также низкую вязкость, а, следовательно, обладает повышенной проникающей способностью.

Решение об использовании РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды или в форме сверхкритической воды принимается в каждом отдельном случае и зависит, в основном, от конкретных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта (пористость, проницаемость, водонасыщенностъ, нефтенасыщенность, содержание (%) С_орг и др.). При неблагоприятных ФЕС продуктивного пласта используется РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды, имеющей меньшую плотность по сравнению с РАВ №1 в форме сверхкритической воды.

РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды используется, как правило, для интенсивного, но непродолжительного термохимического воздействия на продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт, в то время, как РАВ №1 в форме сверхкритической воды используется, напротив, для продолжительного термохимического воздействия на продуктивный нефтекерогеносодержащий пласт.

При проникновении РАВ №1 в околоскважинную зону (пластовую зону №1), в ней формируется околоскважинная внутрипластовая высокотемпературная реторта, в которой, дополнительно к имеющейся уже естественной нефти плотных пород, осуществляется генерация синтетических углеводородов за счет следующих процессов: (1) «сухой» и гидропиролиз керогена, в результате которого из керогена генерируются жидкие углеводороды (синтетическая нефть) и синтетический газ (сингаз), состоящий, преимущественно, из Н₂, СН₄, CO₂ и СО, а также органические кислоты (до 2-х % от массы керогена); (2) термический крекинг, каталитический крекинг (в присутствии природных внутрипластовых катализаторов/горной породы) и гидрокрекинг (в присутствии сгенерированного внутри пласта Н₂) углеводородов (включая битуминозную нефть) - частичное улучшение их качества; (3) карбонизация, преимущественно, низкокачественных тяжелых углеводородов - их трансформация в нанопористый неорганический углерод; (4) множественные автофлюидоразрывы пласта, связанные с увеличением объема внутрипластовых флюидов (в результате их теплового расширения и увеличения межгранулярного распирающего давления), частичной газификацией жидких углеводородов, а также внутрипластовой молекулярной модификацией керогена и генерации из него синтетической нефти и сингаза (сгенерированные из керогена вещества имеют объем на 30% больший, чем сам кероген). Все это приводит к повышению количества высокотехнологичной нефти, которая может быть доставлена на дневную поверхность, а также к существенному увеличению пористости и проницаемости околоскважинной зоны пласта и пласта и его реэнергизации (повышения внутрипластового давления).

После того, как внутрипластовое давление достигнет 45 МПа (на примере пласта, залегаемого на глубине 3000 метров) инжектирование РАВ №1 в околоскважинную зону пласта прекращают и начинают отбор высокотехнологичной нефти (этап 2) в режиме фонтанирования скважины.

В процессе отбора водонефтяной эмульсии контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до 32-33 МПа, прекращают отбор водонефтяной эмульсии и осуществляют следующее термохимическое воздействие (цикл №2) на продуктивный пласт.

Цикл №2.

Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта (пластовую зону №1) из емкости 16 инжектируют РАВ №7 (первый этап).

Использование именно РАВ №7 после РАВ №1 и отбора водонефтяной эмульсии на первом цикле, позволяет инициировать в пластовой зоне №1 за счет наличия ионных катализаторов железа интенсифицированные внутрипластовые тепловые взрывы, в результате чего сформированная на первом этапе улучшенная проницаемость пласта пластовой зоны №1 существенно возрастает за счет формирования в результате тепловых взрывов магистральных флюидопроводящих каналов относительно большой толщины (от 50 до 300 нм), что необходимо для проведения второго этапа - последующего инжектирования в пластовую зону №1 РАВ №1 в форме сверхкритической воды для осуществления следующего термохимического воздействия. При поступлении в пластовую зону №1 такого РАВ, за счет сформированных в пластовой зоне №1 флюидопроводящих каналов, а также в силу своей высокой текучести и малой вязкости, он проникает за пределы пластовой зоны №1 в пластовую зону №2, в которой он осуществляет, аналогично приведенному выше, продолжительную генерацию высокотехнологичной нефти. Весьма существенно, что РАВ №1 в форме сверхкритической воды является наиболее «экономичным» РАВ, поэтому именно он предпочтительно используется именно для продолжительного термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт.

Как только внутрипластовое давление достигает 45 МПа инжектирование в околоскважинную зону пласта РАВ №1 в форме сверхкритической воды прекращают и начинают отбор высокотехнологичной нефти (этап 3) в режиме фонтанирования скважины. В результате отбора высокотехнологичной нефти, который сопровождается некоторой компакцией пласта, особенно пластовой зоны №1, проницаемость пласта пластовой зоны №1 постепенно уменьшается, равно, как и уменьшается внутрипластовое давление продуктивного пласта; его энергетика.

Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа отбор высокотехнологичной нефти прекращают и осуществляют следующее термохимическое воздействие (цикл №3) на околоскважинную зону продуктивного пласта.

Цикл №3.

Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №8 (первый этап), обеспечивающий восстановление проницаемости околоскважинной зоны пласта, которая уменьшилась в результате отбора высокотехнологичной нефти (или водонефтяной эмульсии) на предыдущем цикле. Восстановление проницаемости пласта осуществляется за счет генерации интенсифицированных тепловых взрывов в присутствии ионных катализаторов.

После восстановления проницаемости пласта с использованием РАВ №8 приступают к закачке в продуктивный пласт РАВ №2 (второй этап), использование которого обеспечивает эффективное растворение микро или наноразмерных слоев продуктивного пласта, состоящих, преимущественно, из смол и асфальтенов, включая их крекинг, в результате чего в таком продуктивном пласте образуются новые, преимущественно, субгоризонтальные плоскостные микро и наноразмерные флюидопроводящие каналы-плоскости; при этом в меньшей степени, но также происходит образование и новых субвертикальных микро и наноразмерных флюидопроводящих каналов, что, в целом, и приводит к существенному увеличению проницаемости и пористости призабойной зоны скважины.

После завершения закачки в продуктивный пласт требуемого количества РАВ №2 он на 24-48 часов «ставится» на пропитку закаченным в него РАВ №2 для достижения наиболее полного растворения смол и асфальтенов.

Использование для реализации способа именно органических растворителей, преимущественно, ароматических, обеспечивает не только более интенсивное растворение находящихся в порах органических соединений (битумоидов), но и уменьшение прочности донорно-акцепторных взаимодействий между отдельными фрагментами полимерной матрицы органического вещества (ОВ), что способствует более мягким условиям его термической деструкции [4]. Это позволяет увеличить степень конверсии ОВ (керогена и битумоидов) и расширить спектр получаемых продуктов.

После завершения процесса пропитки продуктивного пласта РАВ №2, в продуктивный пласт инжектируют РАВ №5 или РАВ №6 (третий этап), которые используются для осуществления задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов в пласте, в результате которых проницаемость пласта (пластовые зоны №1 и №2) увеличивается. Применение РАВ №5 или РАВ №6 зависит от природных ФЕС пласта. Так, РАВ №5 используется, предпочтительно, для воздействия на более отдаленные зоны пласта (пластовая зона №2), в то время как, РАВ №6, предпочтительно, используется для осуществления задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов в пластовой зоне №1 и лишь частично в пластовой зоне №2.

В результате взаимодействия в сверхкритической внутрипластовой среде органического растворителя, например, бензола с пероксидом водорода, осуществляется экзотермическая реакция взрывного окисления бензола, продолжительностью от 10 до 20 секунд, в результате которой в микро и наноразмерных локальных областях продуктивного пласта давление кратковременно достигает 70-80 МПа, а температура 1100-1200°С. В этих микро и наноразмерных локальных областях продуктивного пласта смолы и асфальтены под действием высокого давления и температуры превращаются в нанопористый мертвый углерод, а сам процесс сопровождается генерацией сингаза, который, имея в своем составе Н₂, существенно улучшает качество внутрипластовых жидких углеводородов, - высокотехнологичной нефти.

После стабилизации давления в пласте, - его некоторого понижения, в околоскважинную зону (пласты пластовых зон №1 и №2) для осуществления термохимического воздействия, инжектируется РАВ №1 (четвертый этап) в форме сверхкритической воды для продолжительной генерации высокотехнологичной нефти из керогена, а также для частичного улучшения качества углеводородов, поступающих в результате процесса фильтрации в околоскважинную зону с периферии продуктивного пласта по образованным за счет реализации задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов флюидопроводящим каналам и по плоскостным субгоризонтальным каналам, появившимся в продуктивном пласте в результате использования РАВ №2.

Как только внутрипластовое давление достигает 45 МПа, инжектирование РАВ №1 в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, прекращают и начинают отбор (пятый этап) высокотехнологичной нефти.

Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор высокотехнологичной нефти прекращают и осуществляют следующее (цикл №4) термохимическое воздействие.

Цикл №4.

Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №3 или РАВ №4 (первый этап). Использование РАВ №3 или РАВ №4 зависит от природных ФЕС пласта и применяется для осуществления стандартных тепловых взрывов, которые восстанавливают проницаемость пласта в околоскважинной зоне, которая ранее уже подвергалась термохимическому воздействию с использованием РАВ №1, 2, 5, 6, 7 и 8.

При этом РАВ №3 используют для осуществления стандартных тепловых взрывов, преимущественно, в пластовой зоне №2, а РАВ №4 используют, преимущественно, для осуществления стандартных тепловых взрывов в пластовой зоне №1.

Далее в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №1 (второй этап) в форме воды в сверхкритическом состоянии, для осуществления продолжительного термохимического воздействия на пласт и генерации высокотехнологичной нефти.

Как только внутрипластовое давление достигает 45 МПа, инжектирование РАВ №1 в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, прекращают и начинают отбор (третий этап) высокотехнологичной нефти.

Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор высокотехнологичной нефти прекращают и осуществляют следующее (цикл №5) термохимическое воздействие.

Цикл №5.

Для реализации данного цикла в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №1 (первый этап) в форме воды в ультра-сверхкритическом состоянии, что обеспечивает восстановление, а также увеличение пористости и проницаемости в пласте пластовой зоны №1, после чего инжектируют РАВ №9 (второй этап). Инжектируемый РАВ №9 используется на заключительных этапах разработки внутрипластовой реторты для растворения тяжелых углеводородов, смол и асфальтенов в наиболее отдаленных зонах продуктивного пласта, а, именно, в пластовой зоне №2 и за ее пределами. Так, например, при достижении РАВ №9 пластовой зоны за пределами пластовой зоны №2, его температура (температура РАВ №9), которая при инжектировании в продуктивный пласт составляла, например, 450°С может снизиться ниже критического значения (по воде), например, до 320°С. В этом случае вода, которая ранее находилась в сверхкритическом состоянии, перейдет в докритическое состояние и ее плотность при одном и том же давлении (например, 40 МПа) повысится с 270,8 кг/м³ до 730,97 кг/м³, что позволит в пластовых зонах перехода воды из сверхкритического состояния в докритическое состояние достаточно эффективно (ввиду резко уменьшаемого объема РАВ №9 и повышения его плотности) ей далее продолжать проникать в продуктивный пласт. Вместе с этим одновременно растворяющая способность докритической воды резко снизится. Но входящие в РАВ №9 органические растворители, например, бензол и этанол будут еще длительное время продолжать находиться в сверхкритическом состоянии (для бензола Т_кр = 288.9°С и для этанола Т_кр = 240,75°С) и, таким образом, соответственно, продолжать эффективно растворять смолы и асфальтены в наиболее отдаленных от ствола скважины пластовых зонах (за пределами пластовых зон №1 и №2).

Присутствие этанола в РАВ №9 в сочетании, например, с бензолом приводит к (1) увеличению выхода жидких продуктов из органического вещества, содержащегося в пласте, (2) росту скорости процесса их образования в среднем на 15-35% в зависимости от качества самого органического вещества, а также (3) приводит к снижению в составе сгенерированных в продуктивном пласте жидких продуктов доли высокомолекулярных веществ, что, в целом, результируется в улучшение качества отбираемой высокотехнологичной нефти и приводит к более высокому КИН, в целом.

Как только внутрипластовое давление достигает 45 МПа, инжектирование РАВ прекращают и начинают отбор (третий этап) высокотехнологичной нефти.

Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор высокотехнологичной нефти прекращают.

Процесс добычи завершен.

Далее циклическое термохимическое воздействие в приведенной выше последовательности с чередованием использования РАВ №1-9 и отбором высокотехнологичной нефти продолжают до формирования некоторого объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью и далее - до момента полной отработки внутрипластовой реторты, - отбора из нее максимально возможного количества жидких (высокотехнологичная нефть) и газообразных углеводородов.

В процессе инжектирования РАВ в пласт, компенсатор 19 компенсирует тепловое удлинение НКТ с ТИП 18, а в процессе отбора из пласта водонефтяной эмульсии компенсатор 19 компенсирует тепловое укорочение НКТ с ТИП. Тепловое удлинение НКТ с ТИП является следствием транспортировки по НКТ с ТИП высокотемпературных РАВ (Т не ниже 380°С и, предпочтительно, не ниже 450°С) для последующего инжектирования в нефтекерогеносодержащий пласт. Укорочение же НКТ с ТИП является следствием отбора из нефтекерогеносодержащего пласта водонефтяной эмульсии с ее последующей транспортировкой на дневную поверхность скважины по НКТ с ТИП и при этом температура отбираемой из нефтекерогеносодержащего пласта водонефтяной эмульсии может опускаться до 250°С.

Одновременно компенсатор 19 обеспечивает герметичность и разобщение объема скважины, находящегося выше компенсатора 19 от объема скважины, находящегося ниже компенсатора 19.

Один из возможных алгоритмов осуществления циклического термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт представлен в Таблице.

Новым, по сравнению с решением - наиболее близким аналогом, в заявленной группе изобретений является то, что для достижения максимальной степени проницаемости в максимально возможно большем объеме внутрипластовой реторты, использован широкий спектр технологических приемов, а именно, для:

(1) осуществления внутрипластовых тепловых взрывов в околоскважинном объеме пласта пластовой зоны №1 используются РАВ №3 и №4;

(2) осуществления интенсифицированных внутрипластовых взрывов в пласте пластовой зоны №1 используются РАВ №7 и №8, насыщенные катализатором в форме ионов железа;

(3) осуществления отложенных/задержанных во времени внутрипластовых тепловых взрывов в отдаленных зонах пласта пластовой зоны №2 используются РАВ №5 и №6, насыщенные ингибитором пероксида водорода, например, натрия фосфатом - Na₃Po₄;

(4) осуществления растворения микро и наноразмерных слоев продуктивного пласта в пластовых зонах №1 и отчасти №2, состоящих, в основном, из смол и асфальтенов используется РАВ №2, состоящей из сверхкритической воды и растворителя;

(5) осуществления растворения микро и наноразмерных слоев продуктивного пласта в отдаленных пластовых зонах №2 и №3, состоящих, в основном, из смол и асфальтенов, используется РАВ №9.

(6) осуществления интенсивного, но непродолжительного термохимического воздействия в продуктивных пластах, как с неблагоприятными, так и относительно нормальными ФЕС используется РАВ №1 в форме ультра-сверхкритической воды;

(7) осуществления продолжительного термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащие пласты с любыми ФЕС используется РАВ №1 в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии.

Приведенное выше использование РАВ позволяет: (а) максимально увеличить зону продуктивного пласта (до 10 метров) с высокой проницаемостью; (б) увеличить площадь контакта внутрипластовой реторты с объемом продуктивного пласта, не подвергаемого термохимическому воздействию, а также (в) максимально увеличить непосредственно сам объем внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью и, таким образом, максимально повысить КИН.

Приведенное выше выгодно отличает заявленный способ от решения - наиболее близкого аналога, в котором максимальное увеличение проницаемости пласта возможно в переделах околоскважинного объема, радиус которого не превышает 1-го метра.

Так, например, при толщине пласта 30 метров площадь контакта с пластом наружной поверхности вертикальной скважины (без осуществления тепловых взрывов и использования органического растворителя и этанола), имеющей диаметр 50 м составляет 28,26 м².

При реализации технологии, раскрытой в решении - наиболее близком аналоге, площадь контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью (V=94,2 м³) с остальным объемом внутрипластовой реторты составляет 188,4 м², а при использовании заявленной группы изобретений площадь контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью (V=9420 м³) с остальным объемом внутрипластовой реторты составляет уже 1884 м².

Заявленная группа изобретений обеспечивает повышение эффективности термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащие пласты, что приводит к существенному росту КИН всех зон пласта.

Источники информации

[1] PART II: North America Tight Oil - Economics and Fiscal Competitiveness. Play Economics and Supply Prices. RODGERS. Oil and Gas Consulting. April 4, 2013.

[2] ND Monthly Bakken* Oil Production Statistics. * Includes Bakken, Sanish, Three Forks, and Bakken/Three Forks Pools. August, 2018. https://www.dmr.nd.gov/oilgas/stats/historicalbakkenoilstats.pdf

[3] A.M. Брехунцов, И.И. Нестеров (2010), ОАО «РН Юганскнефтегаз».

[4] Павлуша Евгений Сергеевич. ТЕРМИЧЕСКОЕ РАСТВОРЕНИЕ ГОРЮЧИХ СЛАНЦЕВ В СРЕДЕ СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ ФЛЮИДОВ. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук. Кемерово - 2012.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов сланцевых формаций без использования гидравлического разрыва пласта, а также для добычи природных битумов, тяжелых и высоковязких нефтей. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтекерогеносодержащих пластов за счет формирования их высокой проницаемости. Способ добычи высокотехнологичной нефти включает термохимические воздействия на продуктивный пласт рабочими агентами. Их приготавливают на дневной поверхности и инжектируют в заданной последовательности в околоскважинную зону продуктивного пласта по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб. Затем из продуктивного пласта в режиме фонтанирования скважины отбирают высокотехнологичную нефть и доставляют ее на дневную поверхность по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб. Процесс добычи осуществляют циклически. Каждый из циклов включает несколько этапов. Первым этапом каждого цикла является этап инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия. На последнем этапе осуществляют отбор из продуктивного пласта высокотехнологичной нефти. При этом на этапе отбора нефти каждого цикла контролируют внутрипластовое давление. Как только это давление понизится до заранее заданного значения, прекращают отбор. 2 н.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

1. Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти - углеводородов из нефтекерогеносодержащего пласта, включающий термохимические воздействия на продуктивный пласт рабочими агентами, приготавливаемыми на дневной поверхности и инжектируемыми в заданной последовательности в околоскважинную зону продуктивного пласта по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, с последующим отбором из него в режиме фонтанирования скважины водонефтяной эмульсии, состоящей, преимущественно, из воды, жидких и газообразных углеводородов, включая синтетические, и иных газов, доставкой ее на дневную поверхность по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что процесс добычи осуществляют циклически, каждый из циклов включает несколько этапов, первым этапом каждого цикла является этап инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия, а последним - отбор из продуктивного пласта водонефтяной эмульсии, причем на этапе отбора нефти каждого цикла контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до заранее заданного значения, прекращают отбор, при этом, при осуществлении первого цикла на первом его этапе формируют в продуктивном пласте околоскважинную зону с повышенной проницаемостью путем инжектирования в продуктивный пласт рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, и осуществляют генерацию данным рабочим агентом воздействия синтетических углеводородов в околоскважинной зоне, с последующим этапом отбора водонефтяной эмульсии и доставку ее на дневную поверхность, после чего осуществляют второй цикл, на первом этапе которого формируют в околоскважинной зоне продуктивного пласта магистральные флюидопроводящие каналы за счет реализации внутрипластовых тепловых взрывов, которые осуществляют инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды температурой выше 593°С и давлением от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона - пероксидом водорода и катализатором в форме ионов железа Fe₂ + или Fe₃ +, после чего на втором этапе, перед отбором водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, осуществляют генерацию в околоскважинной зоне синтетических углеводородов инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, а на первом этапе третьего цикла восстанавливают проницаемость околоскважинной зоны продуктивного пласта, для чего инжектируют в нее рабочий агент воздействия, состоящий из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, после чего на втором этапе осуществляют растворение содержащихся в продуктивном пласте смол и асфальтенов за счет инжектирования в его околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374°С и до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной органическим растворителем, после чего на третьем этапе формируют в околоскважинной зоне продуктивного пласта дополнительные флюидопроводящие каналы инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды температурой выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, или рабочего агента воздействия в виде воды температурой от 374 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода, после чего на четвертом этапе данного цикла осуществляют генерацию в продуктивном пласте синтетических углеводородов инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором на пятом этапе из продуктивного пласта сгенерированной водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, после чего на первом этапе четвертого цикла осуществляют восстановление проницаемости продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды температурой выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода, или рабочего агента воздействия в виде воды температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода, после чего на втором этапе осуществляют генерацию синтетических углеводородов за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором на третьем этапе четвертого цикла водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность, после чего на первом этапе пятого цикла восстанавливают проницаемость прискважинной зоны продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру выше 593°С и до 650°С при давлении от 23 до 50 МПа, после чего на втором этапе осуществляют растворение смол и асфальтенов продуктивного пласта за счет термохимического воздействия инжектируемого в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 374 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной органическим растворителем, концентрация которого составляет от 1 до 500 кг/м³ воды в нормальном состоянии и этанолом -С₂Н₅ОН в концентрации от 0,1 до 50 кг/м³ воды в нормальном состоянии с последующим отбором на третьем этапе данного цикла водонефтяной эмульсии и доставкой ее на дневную поверхность.

2. Технологический комплекс для добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов, включающий установку для водоподготовки, вход которой имеет возможность соединения с источником воды, генератор, предназначенный для получения воды давлением от 23 МПа до 50 МПа и температурой от 374°С до 593°С и выше, колонну насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в обсадной трубе скважины до ее забоя и предназначенную для инжектирования в продуктивный пласт скважины рабочих агентов воздействия и отбора из него с доставкой на дневную поверхность высокотехнологичной нефти, а также емкости для хранения компонентов, предназначенных для приготовления рабочих агентов воздействия, отличающийся тем, что комплекс оснащен блоком приготовления рабочих агентов воздействия, емкостью для хранения и выдачи подготовленной воды, а также емкостью для хранения и выдачи приготовленных рабочих агентов воздействия, в качестве емкостей для хранения компонентов, предназначенных для приготовления рабочих агентов воздействия, использованы емкости для хранения пероксида водорода, для хранения воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа - Fe₂ +, для хранения воды, насыщенной ингибитором водорода, для хранения органических растворителей, для хранения этанола, при этом емкость для хранения и выдачи подготовленной воды входом соединена с выходом установки для водоподготовки, а выходом - с входом генератора воды, выход которого подсоединен к входу блока приготовления рабочих агентов воздействия, к входам которого также подсоединены указанные выше емкости для компонентов рабочих агентов воздействия, выход блока приготовления рабочих агентов воздействия подсоединен к входу емкости для хранения и выдачи приготовленных рабочих агентов воздействия, выход которой имеет возможность соединения с колонной насосно-компрессорных труб, в которую встроен компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб, имеющий возможность герметичного контакта с внутренней поверхностью обсадной трубы для разделения скважины на два герметичных друг от друга объема - надпакерного и подпакерного.