Термический способ извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов и технологический комплекс для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/24 

Описание изобретения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к добыче нетрадиционной высоковязкой и тяжелой нефти из глубоких коллекторов. Способ и устройство позволяют существенно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) из глубоких пластов, обрабатывать большие площади сложных нефтеносных залежей при минимальном загрязнении промышленными отходами окружающей среды.

В настоящее время ископаемое топливо на основе углерода является основным видом первичных энергетических ресурсов для человечества и основным видом сырья для нефтехимической промышленности.

Ископаемое топливо может находиться в твердом состоянии - уголь, кероген, горючие сланцы и т.п.; в жидком - традиционная и нетрадиционная нефть и в газообразном состоянии - природный газ метан. Отличие между собой агрегатных состояний ископаемого углеродного топлива в основном кроется в соотношениях доли водорода к углероду (Н: С) в их молекулах: 0 - 0,5 в каменном угле, до примерно 2 в жидких углеводородах и до 4 в газе метане.

Наиболее востребованными в энергетике и нефтехимическом синтезе являются углеводороды в жидком и газообразном состоянии - традиционная нефть и природный газ. Они же являются и наиболее легкими для добычи. Однако их запасы быстро истощаются и по оценкам Международного энергетического агентства (IEA) в 2015 году производство жидких углеводородов из традиционных коллекторов достигло своего максимума 3,4 млрд. тонн, после чего пошло на спад.

Перевод твердых углей в газообразные углеводороды (метан и синтез-газ) проводят чаще всего методом подземной газификации углей (ЛГУ). В подземный пласт через подающую скважину закачивают окислитель - воздух или кислород с присутствием водяного пара. Уголь вступает в химическую реакцию с кислородом и водой и при неполном окислении образует горючие смеси CO₂, СО и Н₂, которые выводятся на поверхность через добывающую скважину.

Нетрадиционные нефти - это нефти, разработка которых традиционными методами неэффективна либо из-за их залегания в низкопроницаемых коллекторах, либо по своим характеристикам они находятся в близком к твердому состоянию и обладают минимальной текучестью. Запасы нетрадиционных нефтей существенно превышают запасы традиционных, но их добыча представляет собой большую техническую проблему.

Увеличение проницаемости пластов, то есть повышение доступности нефти, в настоящее время достигается за счет строительства горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта (ГРП) - получаемую при этом нефть обычно называют сланцевой. Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт под высоким, разрывающим пласт давлением, воды, а также ее смесей с углеводородными жидкостями, кислотами, азотом, углекислым газом и т.п.. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант) - кварцевый песок, стеклянные шарики, ореховую скорлупу и т.п.. Протяженность трещин после проведения ГРП может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два - три раза. В горизонтальной скважине может быть проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий идет уже на десятки. В настоящее время МГРП, пожалуй, единственный достаточно эффективный и проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам нефти.

Эффективность разработки месторождений оценивается по коэффициенту извлечения нефти (КИН). КИН определяют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения - при проектировании, в процессе добычи и при окончании добычи.

Среднее значение КИН при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причина этого скорее всего кроется в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов.

Согласно обобщенным данным, КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах разработки (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) -около 35%. В России КИН, как правило, не превышает 20%.

Таким образом, в пластах остается большое количество неизвлеченной нефти, а это есть недополученная прибыль.

Ситуация заметно меняется, если в ход далее идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН еще в среднем на 7 - 15% и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях за счет более качественного вытеснения нефти из пласта и увеличения дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин.

Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Но, к сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и разного поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участка пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.

Для того, чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента используют не воду, а различные водные растворы (ПАВ, щелочи и т.п.). Это оказывается достаточно дорого и не всегда целесообразно. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители - сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смеси. Возможно использовать в качестве растворителя углекислоту, которая отлично растворяется в нефти.

Увеличение охвата дренируемой зоны может достигаться также заводнением серной кислотой, которая растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым его проницаемость.

Однако, все упомянутые выше методы являются не из дешевых и имеют свои противопоказания в конкретных случаях. Поэтому в ряде случаев более эффективным оказывается тепловое воздействие на пласт.

Самый простой из термических способов - нагнетание в пласт горячей воды. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытесняться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Кроме того, при повышенных температурах вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.

Здесь более эффективным является способ замены воды горячим паром, имеющим теплосодержание при равных условиях больше, чем у нагретой воды. Продвинутым решением является закачка в скважину воды в сверхкритическом состоянии (см., например, патент RU 2671880 С1 от 18.05.2017 «Способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления», авторы Кирячек В.Г., Коломийченко О.В. и др.). Такая вода готовится в наземном генераторе воды при давлении Р выше 28,5 МПа и температуре Т выше 593 С.Перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта путем низкотемпературного термохимокаталитического воздействия на него рабочим агентом с последующим закреплением каналов нанопроппантом, а после осуществления основного высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт, в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.

Эти варианты с закачкой в пласт нагретой воды требуют достаточно больших затрат тепловой энергии, получаемой за счет сжигания на поверхности части добываемой нефти или попутных газов. Кроме того, применение генератора сверхкритической воды на дневной поверхности требует использования для него дорогих термостойких и химически стойких материалов, способных одновременно работать в агрессивной среде при повышенных давлениях и высоких температурах в генераторе сверхкритической воды.

Увеличению КИН способствует не только масштабное воздействие на продуктивный пласт, но и работа с призабойной зоной - той частью пласта, через которую нефть поступает в добывающую скважину.

В процессе добычи нефти на забое и в призабойной зоне скважин оседают парафины и смолы, в перфорационных каналах накапливаются прилипающие к ним песчаные пробки.

К способам, которые позволяют увеличить проницаемость призабойной зоны и очистить ее от мусора, т.е. интенсифицировать приток, в настоящее время относят виброобработку забоя, использование кислоты или термического воздействия на пробку и нередко комбинацию этих методов.

Пластовые воды - обычные спутники нефтяных и газовых месторождений. Они характеризуются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава и обуславливают значительную долю осложнений при добыче и подготовки нефти на промыслах. По мере эксплуатации скважин происходит постепенное обводнение и как только содержание пластовой воды в нефтяной скважине достигает 90-95%, эксплуатация скважины становится убыточной.

Нефтяные месторождения простираются на большие площади, достигающие нескольких сотен и тысяч квадратных километров и находятся в пластах на глубинах, достигающих нескольких километров.

Нефтяной пласт часто состоит из нескольких проницаемых нефтяных слоев, разделенных непроницаемыми перегородками, число которых может доходить до 20 пропластков. Эффективная толщина пласта - это суммарная толщина проницаемых слоев, достигает 10 м и более, а средневзвешенная по месторождению обычно составляет 2,8 м. Гидроразрыв пласта позволяет создавать трещины в пласте и пропластках для увеличения его проницаемости длиной до нескольких сот метров. Очевидно, что для того, чтобы охватить добычей наибольшую площадь месторождения, требуется наличие достаточно большого количества скважин.

Однако, известные применяемые в настоящее время МУН дошли практически до своего предела и не позволяют существенно повысить КИН. Для повышения КИН и уменьшения себестоимости извлечения нефти из существующих и новых скважин нужно эффективно решать следующие задачи:

- увеличивать эффективность извлечения нефти из капилляров и трещин в продуктивном пласте;

- увеличивать объем зоны извлекаемой нефти из пласта при наличии пропластков;

- снижать вязкость извлекаемой нефти и обеспечить ее однородность, особенно вблизи забойной скважины, без дорогих реагентов;

- перерабатывать кероген в пластах в извлекаемую легкую синтетическую нефть;

- обеспечивать высокую проницаемость призабойной зоны;

- снижать концентрацию минералов в извлекаемых нефти и пластовой воде;

- делать способ извлечения нефти простым, надежным, регулируемым;

- улучшить качество извлекаемых углеводородов из трудноизвлекаемых запасов (сланцевая и битуминозная нефть, кератогенные и угольные месторождения и т.п.) за счет термохимических реакций с полным или частичным удалением серы и других элементов непосредственно в пласте;

- улучшить экологическую обстановку вблизи действующих месторождений, например, за счет обратной закачки извлекаемой воды в пласт.

Известен термический способ извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов с помощью гидродинамически соединенных между собой скважин в режиме фонтанирования, включающий в себя закачку в пласт через нагнетательные скважины кислородсодержащую газовую смесь, поджиг нефти у нагнетательной скважины с помощью электрических горелок или химической реакции, формирование в нефтеносном пласте фронта горения, снижение вязкости нефти ее нагревом за счет теплопроводности с последующим выдавливанием нефти к добывающей скважине внутри пласта с использованием гравитационных сил и давления закачиваемого газа (см., например, T.X. Xia, M. Greaves, A.T. Turta, C. Ayasse. Chemical Engineering Research and Design. 5, 295-304, 2003; THAI (Toe-to-Heel Air Injection) in situ oil recovery requires minimal use of natural resources//OIL&GAS NETWORK. 2004, v.5, #2, April; авторское свидетельство SU 920200 от 31.07.1978). Для успешного осуществления этого процесса необходимо, чтобы нефть в пласте распределялась достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой однородностью, проницаемостью и пористостью.

Однако, существующий способ извлечения нетрадиционной нефти обладает рядом существенных недостатков, связанных с высокими требованиями к однородности пласта, возможностями прорыва газа от нагнетательной к добывающей скважине минуя нефтесодержащий участок пласта, невозможностью извлечения тяжелых углеводородов типа керогена, засорение призабойной зоны мусором, что в реальных условиях существенно влияет на КИН.

Целью настоящего изобретения является увеличение коэффициента извлечения нетрадиционной нефти (КИН), в том числе высоковязкой и тяжелой, из глубоких скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов в режиме фонтанирования, включающий в себя закачку в нефтесодержащий пласт через нагнетательную скважину от кислородной станции кислорода через нагнетательные скважины куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС), имеющих нагнетательные и добывающие трубы, поджиг нефти у нагнетательной скважины, формирование в нефтеносном пласте фронта горения, снижающего вязкость нефти, выдавливание нефти к добывающим скважинам куста НДС, в нагнетательные скважины наряду с кислородом, закачивают насосом высокого давления вытесняющий агент, в качестве которого используют воду, с созданием в пласте давление среды выше сверхкритического для воды в диапазоне Р=25 - 50 МПа, доводят за счет тепловыделения при окислении кислородом нефти в пласте температуру воды у забоя выше критической для воды Т=400 - 900 °С, создавая тем самым вблизи забоя подвижное расширяющееся облако воды в сверхкритическом состоянии (ОСКВ), за счет управляемого дисбаланса расходов закачиваемой воды и добываемых продуктов в гидродинамически соединенных НДС куста, а также выработки нефти из участков пласта, приводящее к прекращению локального тепловыделения, создают перемещение зоны горения и, соответственно, ОСКВ по нефтеносному пласту от выработанной скважины к свежей скважине, при этом ОСКВ при своем движении осуществляет термохимические реакции и экстрагирует в себя углеводороды при прохождении участков пласта между этими гидродинамически соединенными между собой скважинами, разрушает пропластки, увеличивает до внешних границ пласта экстрагируемую в облако нефть и направляет углеводороды в добывающие скважины для подъема на дневную поверхность, при этом выработку нефти из пласта и движение облака осуществляют от наиболее глубоких скважин, оставляя в нижней части выработанного нефтесодержащего пласта пустую породу вместе с докритической остывающей водой.

Нагнетательные и добывающие трубы куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС) могут быть расположены попарно коаксиально с образованием для потоков вытесняющего агента и добываемых продуктов противоточного теплообменника «труба в трубе».

На дневной поверхности после извлечения из добывающей трубы НДС нефтепродуктов с водой и отделения нефтепродуктов, остаточная загрязненная вода может быть закачана обратно в отработанный пласт через нагнетательные скважины НДС, добавляя сюда отходы предшествующих буровых работ и разливов нефти, отходы нефтепереработки, бытовые отходы и т.п., предотвращая и устраняя тем самым загрязнение окружающей среды промышленными твердыми и жидкими отходами в окрестности скважин, при этом твердые термически неразлагаемые отходы остаются в нижней части выработанного участка нефтеносного пласта, а жидкие подвергаются дополнительной термохимической переработке в пласте и возвращаются в облагороженном виде на дневную поверхность.

Наличие в добывающей скважине нерастворимых в воде газообразных углеводородов дает эффект газлифтинга и снижает затраты энергии по принципу сообщающихся сосудов на закачку воды под высоким давлением в нагнетательную скважину.

Технологический комплекс для извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов в режиме фонтанирования, включает в себя куст гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС), кислородную станцию для подачи кислорода в нагнетательные скважины, устройство поджига нефти вблизи забоя нагнетательных скважин, отличающийся тем, что дополнительно снабжен насосом высокого давления для подачи воды в качестве вытесняющего агента в нагнетательные трубы НДС вытесняющего агента на основе воды, кислородной станцией для подачи кислорода, регуляторами подачи воды в каждую нагнетательную трубу НДС, регуляторами давления добываемых продуктов «до себя» у устья каждой добывающей трубы НДС, регуляторами подачи кислорода в забой каждой нагнетательной скважины НДС, датчиками температуры и давления на различных участках нефтеносного пласта вблизи забоя НДС, датчиками состава добываемых продуктов у устья каждой добывающей трубы НДС, отделителем нефтепродуктов от воды на дневной поверхности, автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП), управляющей регуляторами расхода и давления у НДС в соответствии с программой освоения месторождения, опирающейся на показания датчиков и математические модели освоения месторождения.

Нагнетательные и добывающие трубы куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС) могут быть расположены попарно коаксиально с образованием для потоков вытесняющего агента и добываемых продуктов теплообменник «труба в трубе».

На фиг. 1 представлена схема устья и забоя нагнетательно-добывающей скважины (НДС) с коаксиальными трубами для подачи кислорода и воды и для вывода на дневную поверхность продуктов переработки нетрадиционной нефти в режиме фонтанирования. Здесь: 1 - НДС, 2 - нефтеносный пласт, 3 - пропластки.

На фиг. 2 показано движение облака сверхкритической воды по разрабатываемому нефтеносному пласту между гидродинамически связанными скважинами куста. Здесь: 1 -уровень дневной поверхности; 2, 3, 4 - куст НДС; 5 - разрабатываемый пласт нетрадиционной нефти; 6 - осадок пород нефтеносного пласта; 7 - ОСКВ; А - В - выработанный участок нефтеносного пласта, В - С - высокотемпературный участок нефтеносного пласта с ОСКВ, С - D - участок пласта с выдавливаемой модифицированной нефтью от НДС 2 в НДС 3.

На фиг. 3 представлена примерная схема технологического комплекса для извлечения нетрадиционной нефти из куста скважин. Технологический комплекс содержит: 1 - буферный резервуар для воды, закачиваемой под давлением в пласт. Источником воды в первую очередь служит оборотная вода после ее отделения от нефти, получаемой из добывающих скважин, и дополнительно вода от естественных источников водоснабжения, в том числе с нефтяными и минеральными загрязнениями от освоения месторождения; 2 - насос высокого давления, подающий воду в нагнетательные скважины. Возможно применение как одного, так и нескольких насосов для различных скважин куста; 3 -регуляторы расхода воды для отдельных нагнетательных скважин куста, управляемые от АСУТП; 4 - регуляторы расхода (или давления «назад») для добывающих скважин, управляемые от АСУТП; 5 - регуляторы расхода кислорода, управляемые АСУТП; 6 - куст нагнетательно - добывающих скважин (НДС), имеющих коаксиально расположенные нагнетательные и добывающие трубы, а также общие с нагнетательными или отдельные трубки для нагнетания кислорода в нефтяной пласт; 7 - кислородная станция для снабжения технологического комплекса кислородом; 8 - отделитель нефти от воды; 9 - автоматическая система управления технологическим процессом (АСУТП).

Добыча нетрадиционной нефти происходит следующим образом. Сначала в забои одной или нескольких НДС в нефтяной пласт подается под высоким давлением от кислородной станции кислород и осуществляется поджиг нефти в пласте. Одновременно через эти НДС подается насосом высокого давления в забой нагнетательной трубы вода, которая выходит обратно на дневную поверхность через данную НДС и далее через регулятор давления «назад» в отделитель нефти и буферный резервуар для воды (фиг. 3). Выходящая по добывающим трубам НДС нагретая в пласте вода с продуктами передает тепло движущейся коаксиально по нагнетательным трубам НДС поступающей в скважину воде, резко снижая энергетические затраты на разогрев забоя НДС. Пластовое давление в глубоких скважинах практически всегда выше сверхкритического для воды (Р_кр=22,1 МПа) и при повышении температуры у забоя выше критической (Т_кр=375 °С) вблизи забоя нагнетательной трубы образуется ОСКВ. Такая вода обладает свойством растворителя газов и нефтепродуктов практически в неограниченном количестве и позволяет экстрагировать в себя углеводороды из окружающего это облако пространства. Чем выше температура и парциальное давление сверхкритической воды, тем выше ее экстрагирующая способность. С повышением температуры выше Т=600-700 °С вода при таких давлениях становится активным участником термохимических превращений, одним из главных которых является реакция с углеродом, входящего в состав нетрадиционной нефти, в частности, керогенов и битумов, которая приводит к образованию водорода: С+2H₂O→СО₂+2Н₂. Водород в свою очередь также является активным реагентом, позволяющим улучшать качество добываемой нефти, снижая ее вязкость.

Далее, по мере увеличения объема облака сверхкритической воды вблизи НДС, (участок А - В) на фиг. 2, сверхкритическая вода вместе с растворенными в ней углеводородами через добывающую трубу НДС уходит на дневную поверхность, практически полностью удаляя углеводороды из данного участка пласта. Оставшиеся твердые углеводороды в виде, например, керогена, продолжают реагировать с подаваемым в пласт кислородом (С+O₂→СО₂+ тепловая энергия), способствуя поддержанию высоких температур в участке пласта. Различные твердые включения в пласт, пропластки, в виде песка, глины и т.п., лишенные органики и разрушающиеся из-за локальных градиентов давления при неравномерном газовыделении или просто термических напряжений, оседают в нижней части участка пласта, освобождая проход в пласте, который после полной выработки углеводородов из данного участка пласта и прекращения горения постепенно охлаждается и заполняется водой в обычном состоянии.

Уменьшая отбор воды из добывающей трубы куста НДС (2), и, соответственно, увеличивая отбор воды из добывающей трубы куста НДС (3), обеспечивается движение ОСКВ (участок В - С) в направлении от куста НДС (2) к кусту НДС (3), которое «обдирает» углеводороды, вбирает в себя и гонит углеводороды по гидродинамическому каналу (участок С - D или D - Е) в сторону кусту НДС (3). При этом температура углеводородов в канале постепенно растет по времени, что позволяет избегать засорение этого канала. В ОСКВ температура поддерживается в основном за счет сгорания оставшихся после прохождения облака самых «тугоплавких» углеводородов в районе заднего фронта движения этого облака.

Двигая ОСКВ целенаправленно по математической модели месторождения от одних НДС куста к другим гидродинамически связанным НДС, можно существенно увеличить КИН из нетрадиционных залежей нефти, а за счет термохимических реакций в пласте, в том числе и с участием воды, можно существенно облагородить извлекаемые углеводороды. Наличие сверхкритической воды у НДС, обладающей высокой растворяющей способностью для углеводородов, позволяет существенно уменьшить засорение забоя добывающих скважин.

В приведенном примере в качестве вытесняющего агента основная роль принадлежит воде. Ее несжимаемость, высокие теплоемкость и теплота парообразования за счет теплообмена между движущимися в противоположных направлениях потоков в НДС позволяют существенно снизить тепловые потери в процессе добычи, что будет показано ниже на примерах. Следует отметить, что в принципе вместо кислорода можно закачивать в НДС в качестве вытесняющего и окисляющего агента и воздух. Здесь может быть некоторая выгода, если разработка глубокого пласта ведется с более мелких скважин. Однако, с энергетической точки зрения недостатков здесь обычно больше, чем выгоды.

Предлагаемое изобретение позволяет эффективно осваивать большие площади месторождений при правильном расположении кустовых скважин. В помощь для организации гидродинамических связей между скважинами может прийти ГРП или даже МГРП. Тем самым можно существенно увеличить КИН для извлечения нетрадиционной нефти.

Рассмотрим подробнее на конкретных примерах вопрос об энергетических затратах и особенностях использования предлагаемого изобретения.

Пример 1. Единичная НДС. Оценки баланса энергии и производительности скважины при добыче нетрадиционной нефти предлагаемым способом.

Для создания и поддержания в нефтеносном пласте высокотемпературного облака сверхкритической воды (ОСКВ) необходимо иметь в этом пласте источник тепловой энергии. Это обеспечивается химической реакцией окисления находящейся в пласте нефти подводимым с дневной поверхности кислородом.

Выделяемая в результате этой реакции энергия W_o идет в установившемся стационарном случае на теплопередачу от ОСКВ в окружающее облако пространство W_s, на поддержку эндотермических реакций внутри ОСКВ W_r и на конвективное тепло, уносимое вместе с продуктами термохимических превращений W_co по добывающей трубе НДС из ОСКВ на дневную поверхность. В свою очередь, тепло от забоя добывающей трубы W_co идет в НДС, представляющей собой также противоточный теплообменник «труба в трубе, на нагрев нагнетаемой в пласт воды W_ci,, на нагрев окружающего скважину пространства W_sl и остаточную тепловую энергию, выносимую водой с нефтепродуктами на дневную поверхность, превышающую закачиваемую через нагнетательную скважину тепловую энергию на величину W_d. Для замыкания картины нужно учитывать также затраты на подогрев в скважине потока окислителя - кислорода W_o2.

Таким образом имеем следующие соотношения для баланса энергии:

При проведении количественных оценок в данном примере для определенности зададим характерные численные значения основных параметров НДС, нефтяного пласта и ОСКВ:

- скважина: глубина Н=2500 метров, внутренний диаметр нагнетательной трубы;

- d₁=80 мм, внутренний диаметр коаксиально расположенной добывающей трубы вблизи забоя - d₂=140 мм;

- нефтяной пласт: высоковязкая нефть с керогеном, толщина пласта - h - 10 метров, толщина пропластков -h_p=0,l*h=1 метр, средняя температура породы на расстоянии 1 метр от пласта T_g=50 °С;

- ОСКВ: характерный размер (диаметр) совпадает с толщиной пласта - D - 10 метров, максимальная температура в центре облака T_o=700 °С, парциальное давление воды - Р=30 МПа. Ее объем при этом составит V=520 м³, а площадь боковой поверхности S=310 м². Объем пропластков (10%) V=52 м³.

Отметим важные особенности СКВ, позволяющие существенно увеличить КИН по сравнению с традиционными методами добычи. При указанных температуре и давлении плотность СКВ составляет около 300 кг/м³, что существенно меньше плотности воды при нормальных условиях, составляющая 1000 кг/м³. СКВ обладает высочайшей растворяющей способностью для углеводородов и газов, однако практически не может растворять неорганические вещества. СКВ ведет себя по существу как плотный газ с высокими коэффициентами диффузии и температуропроводности, которые более чем на 3 порядка выше, чем для жидкости типа воды или легкой нефти. Учитывая также наличие возможных неоднородностей, турбулентных потоков из-за локального газообразования и т.п., большую роль в процессах переноса вещества в ОСКВ может здесь играть и турбулентная диффузия, приводящая к выравниванию во всем объеме ОСКВ концентраций растворенных веществ и поля температур. СКВ обладает высокими экстракционными свойствами, растущими с увеличением парциального давления воды, позволяющее извлекать в ОСКВ нефть из полостей и капилляров. Другое важное свойство СКВ при заданных температуре и давлении - непосредственное участие в термохимических реакциях газификации с атомами углерода, составляющих основу нефти и керогенов, например, типа С+2H₂O→СО₂+2H₂ с образованием водорода, в свою очередь способствующего облагораживанию добываемых углеводородов, снижению вязкости нефти и удалению примесей. Пропластки и прочие минералы, соединения серы и металлов, находящиеся внутри пласта нефти, имеют плотность около 2000 кг/м³, что много выше плотности СКВ и поэтому они под действием силы тяжести оседают на дно пласта, освобождая гидродинамический канал, помогая продвижению ОСКВ, и не забивают перфорацию добывающей трубы.

Оценка производительности отдельной НДС:

Для оценок производительности отдельной НДС в режиме фонтанирования удельную плотность нефти будем считать равной плотности воды при тех же температурах и давлениях. Также для простоты будем считать, что количество закачиваемой воды по весу будет равно количеству получаемой из добывающей скважины водонефтяной пульпы.

Производительность НДС определяется главным образом пропускной способностью нагнетательной и добывающей труб и зависит от их диаметра. При скорости движения воды в нагнетательной трубе диаметром 80 мм у дневной поверхности v=1 м/с получаем объемную производительность:

То есть, данная единичная скважина при концентрации нефти в воде 40% будет давать примерно

Производительность скважины по нефти с концентрацией воды 90% составит:

Если считать, что в объеме облака диаметром D=10 м до нагрева находилось примерно 0,9*V=0,9*520 м3=468 м³ нефти, то для ее извлечения до 90% от максимума понадобилось бы время не более:

t₉₀=468 м³/43 (м³/сутки)=10,9 суток.

Заметим, что для извлечения нефти из ОСКВ при 60% концентрации нефти потребовалось бы:

t₆₀=468 м³/170 (м³/сутки)=2,7 суток.

Оценка значимости процессов, влияющих на баланс энергии в формуле (3):

- потери тепла ОСКВ за счет теплопередачи в окружающую пласт породу W_s:

Потери тепла от ОСКВ в окружающую среду определяются теплопроводностью окружающей облако среды. В справочниках приводятся следующие значения теплопроводностей различных твердых и жидких материалов при близких к нормальным температурах: вода - λ=0,6 Вт/(м⋅°С); глина, песок - λ=0,8-1 Вт/(м⋅°С); скальный грунт - λ=2 Вт/(м⋅°С). Для определенности будем полагать эффективную теплопроводность окружающих пород λ=1 Вт/(м⋅°С).

Тогда в стационарном случае шаровой формы ОСКВ будем иметь:

ОСКВ не может эффективно распространяться за границы нефтеносного пласта, поскольку там нет источников тепловыделения.

- тепловые потери через внешнюю стенку НДС W_s1:

Для грубой оценки возьмем среднее значение температуры стенки НДС по высоте от забоя до устья T_s1=350 °С, коэффициент теплопроводности грунта λ=1 Вт/(м⋅°С), температуру грунта на расстоянии R₂=1 м от оси скважины T_g=50 °С, средний радиус скважины длиной 2500 м R₁=0,15 м. Тогда для W_s1 получаем:

- конвективные потери тепловой энергии, связанные с выносом тепловой энергии по добывающей трубе водой с продуктами термохимических превращений:

Весьма важным в балансе энергии при проведении всего технологического процесса является учет теплообмена «труба в трубе» в коаксиальных трубах НДС между потоками нагнетаемой воды и движущихся противотоком добываемых продуктов термохимических превращений. Конвективные потери оцениваются по разнице температур между выходящими из добывающей трубы воды Т_ех с продуктами переработки и температурой входящей в нагнетательную трубу воды T_in на дневной поверхности скважины. Полагая, что массы входящей воды и выходящих из скважины продуктов равны и примерно равны их эффективные теплоемкости у дневной поверхности, потери тепловой мощности за счет выноса тепла из скважины (если в дальнейшем это тепло никак не используется) составят:

,

где С_р=4,2 кДж/(кг⋅°С).

Точный расчет теплообмена между коаксиальными трубами в скважине в данном примере представляет из себя сложную и в данном случае неблагодарную задачу, поскольку параметры воды и продуктов термохимических превращений сильно зависят от температуры, которая существенно изменяется вдоль течения этих сред. По мере движения воды в забой скважины меняется и гидростатическое давление. В добывающей трубе может находиться газ, который приводит к явлению газлифтинга. Изменяется по глубине и характер течения как в нагнетательной, так и в добывающей трубах. Качественно видно, что теплообмен между трубами в НДС из-за меньших размеров и турбулентности потоков должен проходить существенно интенсивнее, чем теплопередача от НДС в окружающую среду. Здесь, очевидно, придется ограничиться оценками согласно таблицам расчета теплообмена в коаксиальных противоточных теплообменниках, широко представленными в интернете. Анализ данных в таблицах, применительно к рассматриваемым условиям, показывает, что при v=1 м/с разница температур (Т_ех-T_in) находится в пределах 3 - 5 °С, а при v=2 м/с уже будет составлять 7-10 °С. За счет резкого снижения вязкости воды с ростом температуры, т.е. снижением гидродинамического сопротивления потоку воды и водосодержащих продуктов, при заданных скоростях потока среды потери давления как в нагнетательной, так и добывающей трубах НДС незначительны по сравнению с внутрипластовым давлением. Относительно точности оценок, нужно отметить, что их точность принципиально не меняет сущность изобретения.

Вода в данном изобретении используется здесь не просто как выдавливающая жидкость, доставляющий нетрадиционную нефть на дневную поверхность, но и как высокоэффективный растворитель в сверхкритических условиях нефти в пласте и химический реагент для облагораживания высоковязкой нефти. Отметим также, что вода из добывающей трубы после отделения нефти снова закачивается в нагнетательную скважину. Замещение извлеченной нефти в отработанном пласте может производиться за счет добавления в нагнетательную скважину воды из посторонних источников.

В рассматриваемом примере потери энергии за счет выноса тепла на поверхность составят:

,

что существенно меньше тепловых потерь через стенки НДС.

Заметим, что если закачивать сверхкритическую воду с дневной поверхности, потери тепловой энергии будут уже по крайней мере в 700/5=120 раз больше, т.е. более 10 МВт, что, по-видимому, затратно и нетехнологично, поскольку получение СКВ на дневной поверхности требует особых достаточно дорогих материалов для противостояния коррозии и сосуществования в таком нагревателе одновременно высоких давлений и температур. Локальный нагрев непосредственно в нефтяном пласте и рекуперация тепловой энергии в коаксиальной скважине существенно упрощают технологической решение.

Таким образом, основные тепловые потери в рассматриваемом технологическом процессе извлечения нетрадиционной нефти из глубоких скважин связаны с нагревом грунта вдоль ствола НДС. Заметим, что по мере прогрева грунта около НДС, т.е. увеличения R.2, эти потери будут уменьшаться.

- количество кислорода, необходимое для поддержания температуры в ОСКВ:

В рассматриваемом примере тепловые потери находятся на уровне до 3 МВт на одну НДС, независимо от содержания воды в извлекаемых нефтепродуктах. Ранее отмечалось и это следует из формулы (3), что все тепловые потери можно и нужно компенсировать горением нефти при закачке кислорода в нефтеносный пласт.

Положим теплотворную способность нефти в пласте как 30 МДж/кг. Необходимое количество кислорода для сжигания нетрадиционной нефти примем по весу за 4: 1.

То есть, нужно сжигать (подвергать сверхкритическому водному окислению СКВО) примерно 3 МВт/30 (МДж/кг)=0,1 кг нефти/с=8,7 тонн нефти в сутки, что много меньше суточного количества добываемой нефти (сравнить 170 тонн нефти в сутки при обводненности нефти 60% и 43 тонн нефти в сутки при обводненности нефти 90%).

Требуемое количество кислорода для поддержания ОСКВ будет составлять, соответственно, 8,7 т.нефти*4=35 тонн кислорода в сутки независимо от содержания воды в извлекаемой нефти. Количество закачиваемого в скважину кислорода и его теплоемкость существенно меньше, чем у закачиваемой в скважину воды, поэтому в балансе энергии (член W_o2 в формуле (3)) вкладом теплоемкости кислорода можно пренебречь. Аналогично можно пренебречь тепловыми эффектами эндотермических реакций W_r в силу их малости по сравнению с тепловыделением при окислении углерода. В любом случае, затраты на проведение эндотермических реакций могут быть скомпенсированы дополнительной незначительной подачей кислорода.

Стоимость 1 тонны кислорода составляет примерно 100 долларов США за тонну. Стоимость нефти в настоящее время примерно 60 долларов США за баррель или 375 долларов США за тонну.

При обводненности нефти 40% на добычу 170 тонн нефти нужно тратить 35 тонн кислорода. Вклад кислорода в себестоимость сырой нефти в этом случае составляет (35/170) * (100/375)=5,5%. При обводненности добываемой нефти 90% затраты на обеспечение процесса кислородом составят более 22%. То есть добывать нефть из скважины данным способом может быть выгодно и при заводненности получаемой нефти более 90%. Абсолютный вклад использования кислорода для добычи нетрадиционной нефти составит, соответственно, около 21 и 83 долларов США на тонну добываемой по предлагаемому способу нетрадиционной нефти. Однако это оказывается выгодным в любом случае за счет существенного увеличения КИН при отсутствии в большинстве случает других технологий извлечения нетрадиционной труднодоступной нефти их глубоких скважин.

Приведенный пример показывает большие перспективы использования облака воды в сверхкритическом состоянии как растворителя, экстрагирующего агента, химического реагента для снижения вязкости и материального носителя к поверхности нетрадиционной нефти из глубоких скважин.

- затраты энергии на циркуляцию воды через НДС и пласт:

Максимальные затраты энергии W_p на прокачку через НДС воды при потерях давления, равных гидростатическому Р=25 МПа, составляют:

W_p=Q_p*Р=0,005 (м³/с)*25 МПа=0,125 МВт при к.п.д. насоса близким к единице.

Если же учитывать следующие факторы:

- с увеличением глубины скважины растет гидростатическое давление воды и при Н=2500 м оно уже будет составлять требуемые Р=25 МПа. Дополнительное давление может создаваться насосом высокого давления, находящимся на дневной поверхности;

- с повышением температуры в скважине до сверхкритической, плотность воды падает примерно в 3 раза, что приводит к понижению гидростатического давления;

- в добывающей скважине присутствуют неконденсируемые газы, типа углекислого и метана, с низкой плотностью, что создает в сообщающихся трубах НДС эффект газлифтинга, снижающий затраты энергии на циркуляцию растворителя - воды - через НДС;

- вязкости воды и нефтепродуктов падают более чем на порядок при повышении температуры до рабочих в нефтеносном пласте, что приводит к резкому снижению трения в трубах НДС. Но даже при стандартной вязкости воды при 20 °С и скорости потока v=1 м/с потери давления на трение в трубах будут пренебрежимо малыми по сравнению с гидростатическим давлением.

То тогда тем более этими энергозатратами можно пренебрегать по сравнению с остальными.

Пример 2. Нестационарные явления в освоении месторождения.

В нестационарном случае, а именно, в процессе образования и расширения ОСКВ, а также нагрева массы жидкости в нагнетательной трубе, затрачивается дополнительно определенная тепловая энергия. Оценим эту энергию.

Итак, объем воды в нагнетательной скважине составляет:

,что существенно меньше объема ОСКВ.

То есть, затраты на нагрев воды в НДС должны быть существенно ниже затрат на разогрев облака СКВ.

Время прохождения воды через нагнетательную скважину до забоя составляет с учетом падения плотности воды до уровня р=300 кг/м³:

Это время существенно меньше времен добычи нефти из развитого ОСКВ при рассматриваемых обводненностях нефти t₉₀ или даже t₆₀.

Это означает, что энергия, затраченная на разогрев ОСКВ, успевает вернуться через рекуперацию в теплообменнике НДС в виде нагретой в нагнетательной трубе воды.

После поджига нефти в пласте около забоя нагнетательной скважины, ОСКВ будет увеличиваться в объеме до размеров, рассмотренных в Примере 1. При этом будет затрачиваться определенное количество тепловой энергии.

Если время формирования указанного объема ОСКВ принять за время опустошения этого объема через добывающую трубу, то при средней теплоемкости нефтяного пласта Спл=1 кДж/(кг⋅°С) и Т_макс=700 °С, то получаем затраты тепловой энергии для выхода на стационарный режим добычи:

W_CKB=520000 кг * 1 кДж/(кг⋅°С) * 700 °С/10,9 суток=0,39 МВт при 90% обводненности добываемой нефти и

W_CKB=520000 кг * 1 кДж/(кг⋅°С) * 700 °С/2,7 суток=1,56 МВт при 60% обводненности добываемой нефти.

Эти величины сравнимы с затратами тепловой энергии на поддержание стационарного ОСКВ и доставку нефтепродуктов на дневную поверхность. Поэтому на начальной нестационарной стадии разработки нефтяного пласта следует несколько увеличивать количество подаваемого кислорода.

Пример 3. Площадь нефтяного пласта под ОСКВ, оптимальное расстояние между соседними НДС куста.

Как видно из Примера 1, тепловые потери через границы ОСКВ в окружающую пласт породу W_s не самые большие по сравнению с теплопередачей в окружающую НДС породу W_s1.

Положим для проведения оценки, что W_s~W_s1=2,5 МВт. Полагая теплопроводность породы=1 Вт/(м⋅°С), температуру ОСКВ вблизи его границы T_o=700 °С, а температуру породы на расстоянии L=1 метр от границы T_g=50 °С, получаем площадь верхней или нижней части ОСКВ S_OCKB без учета пограничной площади ОСКВ с нефтеносным пластом:

То есть, при облаке круглой формы его размер мог бы быть около 50 метров вблизи единичной НДС, а при толщине нефтяного пласта 5-10 метров его длина (например, до соседней НДС) могла бы составлять до 200 и более метров.

С учетом постепенного прогрева окружающих пластов пород и уменьшения вследствие этого теплопотерь ОСКВ, оптимальное расстояние между соседними НДС в кусте может составлять несколько сотен метров.

Пример 4. Извлечение нефти из куста гидродинамически связанных скважин

Гидродинамическую связь между НДС можно искусственно организовывать, например, путем проведения гидроразрыва пласта (ГРП). Наличие куста гидродинамически связанных между собой НДС позволяет охватить нефтедобычей значительные по площади нефтеносные пласты за счет организации движения ОСКВ от одной НДС к другой НДС путем изменения соотношения расходов жидкости в отдельных НДС.

Как пример, когда в нагнетательной трубе НДС-6(1), подача будет увеличена, скажем, в два раза, а в добывающей трубе НДС - 6(2) будет, соответственно, увеличен расход также в два раза (см. пример 1), ОСКВ будет двигаться от НДС - 6(1) к НДС - 6(2) при условии, что диаметр облака (в рассматриваемом примере D=10 м) не будет меняться, со скоростью:

При этом за сутки будет пройден пласт площадью примерно:

Другими словами, 10 НДС за месяц могут разрабатывать площади более 10 тыс.м² месторождения мощностью 10 м и добывать в зависимости от содержания воды в нефти в рассматриваемых примерах от 10 до 50 тысяч тонн нетрадиционной нефти в месяц.

Одним из основных вопросов освоения месторождения рассматриваемым способом является проблема устойчивости и управляемости движения ОСКВ в пласте или вопрос возможности полного извлечения нефти из всего объема нефтяного пласта.

Этот вопрос является главным для прототипа настоящего изобретения (T.X. Xia, M. Greaves, A.T. Turta, C. Ayasse. Chemical Engineering Research and Design. 5, 295-304, 2003; THAI (Toe-to-Heel Air Injection) in situ oil recovery requires minimal use of natural resources//OIL&GAS NETWORK. 2004, v.5, #2, April), где вводимый кислородсодержащий газ играл роль не только окислителя для увеличения температуры и снижения вязкости добываемой нефти, но и роль выталкивателя этой нефти в добывающую скважину. Поэтому имеющиеся в пласте неоднородности, неравномерный нагрев пласта, геометрические особенности расположения нагнетательной и добывающей скважин при выталкивании вязкой жидкости существенно менее вязким газом приводят к прорывам газа к добывающей скважине, существенно снижая КИН. Много нефти остается в порах, капиллярах, в различных зонах пласта. Также оказывается весьма затруднительным обрабатывать кусты гидродинамически связанных между собой скважин, т.е. большие по площади месторождения.

В тоже время в настоящем изобретении поршень в виде ОСКВ содержит однородную, управляемую, медленно движущуюся в нефтеносном пласте субстанцию ОСКВ с растворенными в ней нефтепродуктами. Вода в ОСКВ является в первую очередь сильным растворителем нетрадиционной нефти, экстрактором ее из пор и капилляров окружающей породы, химическим реагентом, приводящим к облагораживанию извлекаемой нефти. У такой воды минимальная вязкость и поэтому к добывающей трубе будет в первую очередь поступать именно такая вода с растворенными в ней углеводородами. По мере продвижения СКВ к добывающей скважине по существующим трещинам, температура стенок этих каналов будет расти, вязкость движущейся жидкости падать, канал будет расширяться за счет выноса нефтепродуктов. ОСКВ может находиться в заданном участке нефтеносного пласта столько, сколько потребуется для максимального извлечения из него к поверхности нефти. Подаваемый с поверхности кислород будет расходоваться только там, где есть нефть, и он будет приводить к расширению ОСКВ.

В процессе окисления углеводородов образуется углекислый газ, который сам очень хорошо растворяется в СКВ, но и сам хорошо растворяет нефть, особенно когда сам находится в сверхкритическом состоянии. В этом случае углекислый газ в свою очередь будет способствовать доставке углеводородов на дневную поверхность и его попадание в добывающую трубу отрицательно не сказывается на устойчивости процесса извлечения нетрадиционной нефти.

Вода, переходя в ОСКВ, не является классическим выталкивающим агентом, поскольку сама вместе с нефтепродуктами становится единым целым. Двигаясь по нефтеносному пласту от одних НДС к другим, вбирая в себя нефть из пор и капилляров, очищая нефтеносный пласт от нефти вплоть до керогенов, оставляя после себя охлажденную до до критического состояния воду и пустую породу, выходя на дневную поверхность, охлаждаясь до до критических температур, где большинство нефтепродуктов практически нерастворимо и поэтому имеется возможность с незначительными затратами отделяться от носителя - воды, отделенная вода с остатком нефтепродуктов закачивается в одну из НДС, тем самым не нанося ущерба окружающей скважины среде, а отделенные от воды нефтепродукты поступают на нефтехранилище. Для возмещения объема удаленной нефти из пласта, в него может закачиваться вода от посторонних источников. При этом вода может быть достаточно грязной, например, с остатками буровых растворов, разлитой нефти при освоении скважин, бытовых отходов и канализации.

Возможные прорывы ОСКВ к соседним НДС по гидродинамическим каналам не приведут к неустойчивости, поскольку движением ОСКВ можно жестко управлять находящимися на дневной поверхности регуляторами расхода жидкостей через нагнетательные и добывающие трубы отдельных НДС, а также регуляторами расхода кислорода.

Наличие кислорода на заднем фронте ОСКВ приведет к дополнительному нагреву облака за счет окисления трудноизвлекаемых самых тяжелых углеводородов (например, керогена, угля, кокса и т.п.) и внесет вклад и в общий нагрев и в увеличение КИН. После передвижения к соседней НДС облака при выработке нефти даже из тонких капилляров, тепловыделение на данном участке пласта за счет горения кислорода прекращается, происходит либо естественное, либо индуцированное подводом воды остывание выработанного участка. Поскольку при остывании плотность воды растет, желательно передвигать ОСКВ от более глубоких к более мелким скважинам путем регулирования давления и расходов воды и нефтепродуктов на дневной поверхности скважин, чтобы пониженные участки пласта заполнялись водой и осколками пропластков. Если на некотором участке пласта не осталось нефтепродуктов, то здесь не может идти реакции окисления с выделением тепла, пласт охлаждается, вода переходит в обычное жидкое состояние и заполняет освободившееся от нефти пространство. ОСКВ передвигается на участок, где присутствуют углеводороды. Для эффективного освоения нефтяного месторождения по данной технологии целесообразно хорошее знание свойств данной нефтеносной залежи, тщательное отслеживание состояния этой залежи в процессе ее освоения, математические моделирование и прогнозирование освоения месторождения, регулирование температуры ОСКВ и скорости распространения ОСКВ для получения нефтепродуктов с оптимальными свойствами.

Приведенные примеры показывают, что по сравнению с известными, предлагаемая технология обладает следующими преимуществами:

- позволяет эффективно извлекать нетрадиционную нефть из глубоких пластов на больших площадях месторождений;

- позволяет модифицировать тяжелые нефти в более легкие благодаря проведению непосредственно в нефтеносном пласте крекинга, газификации керогенов и гидрогенизации;

- увеличивать КИН за счет экстракции водой в сверхкритическом состоянии и углекислым газом даже высоковязкой и тяжелой нефти из пор и капилляров пласта;

- решать экологические проблемы добычи нефти путем очистки пространства около скважин от технологических загрязнений путем подачи жидких и твердых загрязняющих веществ в трубы нагнетательных скважин и оставляя эти загрязнения в выработанном пласте.

Повышенная эффективность предлагаемой технологии добычи нетрадиционной нефти из глубоких скважин путем фонтанирования, в отличие от известной технологии выдавливания кислородсодержащим агентом нагретой горением в кислороде нефти в добывающую трубу, заключается в растворении и модификации нефти непосредственно в нефтяном пласте в сильнейшем растворителе углеводородов, которым является вода в сверхкритическом состоянии, организация управляемого движения облака сверхкритической воды по нефтеносному пласту, доставка такого растворителя с нефтепродуктами на дневную поверхность, где растворитель превращается в воду и теряет свои растворяющие свойства, и обратная закачка воды через нагнетающую трубу в нефтеносный пласт, при этом вода нагревается до сверхкритического состояния выходящим на поверхность растворителем с нефтепродуктами. Если в скважине не осталось нефтепродуктов, то здесь не может идти реакции окисления с выделением тепла, пласт охлаждается, вода переходит в обычное жидкое состояние и заполняет освободившееся от нефти пространство. ОСКВ передвигается на участок, где присутствуют углеводороды.

Затратные материалы - это дополнительная вода из любых источников и кислород. Энергетика для выработки кислорода может быть получена из попутного газа, который добывается на месте из скважины.

На фиг. 3 изображена схема технологического комплекса для извлечения нетрадиционной нефти из куста скважин в режиме фонтанирования согласно предлагаемому способу. Технологический комплекс включает в себя куст гидродинамически соединенных между собой НДС (15), кислородную станцию (7) с компрессором для подачи кислородсодержащей смеси в нагнетательные скважины, один или несколько насосов высокого давления (2) для подачи воды в нагнетательные трубы НДС из буферного резервуара для воды (1), регуляторы подачи воды (3) в каждую нагнетательную трубу НДС, регуляторы давления добываемых продуктов «до себя» (4) у устья каждой добывающей трубы НДС, регуляторы подачи кислорода (5) в забой каждой нагнетательной скважины НДС, датчики температуры и давления на различных участках нефтеносного пласта вблизи забоя НДС, датчики состава добываемых продуктов у устья каждой добывающей трубы НДС, отделитель нефтепродуктов от воды на дневной поверхности (8), автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУТП) (9), управляющую регуляторами расхода и давления у НДС в соответствии с программой освоения месторождения, опирающейся на показания датчиков и математические модели месторождения. Дополнительная вода для замещения в пласте извлеченной нефти подается в буферный резервуар от внешних источников.

Технологический комплекс позволяет сканировать с помощью куста НДС и ОСКВ нефтяной пласт для наиболее полного и эффективного извлечения нефтепродуктов на дневную поверхность, модифицировать в нужном направлении состав извлекаемых нефтепродуктов, а также решать экологические проблемы загрязнения окружающей среды накопленными промышленными отходами типа разлитой нефти, буровых растворов, вредных химических добавок, коммунальных отходов и т.п.путем закачки их в отработанные НДС.

Предложенная группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нетрадиционной высоковязкой и тяжелой нефти из глубоких коллекторов. Термический способ извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов в режиме фонтанирования включает закачку в нефтесодержащий пласт через нагнетательную скважину от кислородной станции кислорода через нагнетательные скважины куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС), имеющих нагнетательные и добывающие трубы, поджиг нефти у нагнетательной скважины, формирование в нефтеносном пласте фронта горения, снижающего вязкость нефти, выдавливание нефти к добывающим скважинам куста НДС. В нагнетательные скважины наряду с кислородом закачивают насосом высокого давления вытесняющий агент, в качестве которого используют воду, с созданием в пласте давления среды выше сверхкритического для воды в диапазоне Р=25-50 МПа, доводят за счет тепловыделения при окислении кислородом нефти в пласте температуру воды у забоя выше критической для воды Т=400-900°С, создавая тем самым вблизи забоя подвижное расширяющееся облако воды в сверхкритическом состоянии (ОСКВ). Создают перемещение зоны горения и, соответственно, ОСКВ по нефтеносному пласту от выработанной скважины к свежей скважине. ОСКВ при своем движении осуществляет термохимические реакции и экстрагирует в себя углеводороды при прохождении участков пласта между этими гидродинамически соединенными между собой скважинами, разрушает пропластки, увеличивает до внешних границ пласта экстрагируемую в облако нефть и направляет углеводороды в добывающие скважины для подъема на дневную поверхность. Способ осуществляют с помощью технологического комплекса, включающего куст гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС), кислородную станцию для подачи кислорода в нагнетательные скважины, устройство поджига нефти вблизи забоя нагнетательных скважин, насос высокого давления для подачи воды в качестве вытесняющего агента в нагнетательные трубы НДС, регуляторы подачи воды в каждую нагнетательную трубу НДС, регуляторы давления добываемых продуктов «до себя» у устья каждой добывающей трубы НДС, регуляторы подачи кислорода в забой каждой нагнетательной скважины НДС, датчики температуры и давления на различных участках нефтеносного пласта вблизи забоя НДС, датчики состава добываемых продуктов у устья каждой добывающей трубы НДС, отделитель нефтепродуктов от воды на дневной поверхности, автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУТП), управляющую регуляторами расхода и давления у НДС в соответствии с программой освоения месторождения, опирающейся на показания датчиков и математические модели освоения месторождения. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нетрадиционной нефти (КИН), в том числе высоковязкой и тяжелой, из глубоких скважин. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

1. Термический способ извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов в режиме фонтанирования, включающий в себя закачку в нефтесодержащий пласт через нагнетательную скважину от кислородной станции кислорода через нагнетательные скважины куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС), имеющих нагнетательные и добывающие трубы, поджиг нефти у нагнетательной скважины, формирование в нефтеносном пласте фронта горения, снижающего вязкость нефти, выдавливание нефти к добывающим скважинам куста НДС, отличающийся тем, что в нагнетательные скважины наряду с кислородом закачивают насосом высокого давления вытесняющий агент, в качестве которого используют воду, с созданием в пласте давления среды выше сверхкритического для воды в диапазоне Р=25-50 МПа, доводят за счет тепловыделения при окислении кислородом нефти в пласте температуру воды у забоя выше критической для воды Т=400-900 °С, создавая тем самым вблизи забоя подвижное расширяющееся облако воды в сверхкритическом состоянии (ОСКВ) за счет управляемого дисбаланса расходов закачиваемой воды и добываемых продуктов в гидродинамически соединенных НДС куста, а также выработки нефти из участков пласта, приводящее к прекращению локального тепловыделения, создают перемещение зоны горения и, соответственно, ОСКВ по нефтеносному пласту от выработанной скважины к свежей скважине, при этом ОСКВ при своем движении осуществляет термохимические реакции и экстрагирует в себя углеводороды при прохождении участков пласта между этими гидродинамически соединенными между собой скважинами, разрушает пропластки, увеличивает до внешних границ пласта экстрагируемую в облако нефть и направляет углеводороды в добывающие скважины для подъема на дневную поверхность, при этом выработку нефти из пласта и движение облака осуществляют от наиболее глубоких скважин, оставляя в нижней части выработанного нефтесодержащего пласта пустую породу вместе с докритической остывающей водой.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нагнетательные и добывающие трубы куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС) расположены попарно коаксиально с образованием для потоков вытесняющего агента и добываемых продуктов противоточного теплообменника «труба в трубе».

3. Способ по пп. 1, 2, отличающийся тем, что на дневной поверхности после извлечения из добывающей трубы НДС нефтепродуктов с водой и отделения нефтепродуктов остаточную загрязненную воду закачивают обратно в отработанный пласт через нагнетательные скважины НДС, добавляя сюда отходы предшествующих буровых работ и разливов нефти, отходы нефтепереработки, бытовые отходы, предотвращая и устраняя тем самым загрязнение окружающей среды промышленными твердыми и жидкими отходами в окрестности скважин, при этом твердые термически неразлагаемые отходы остаются в нижней части выработанного участка нефтеносного пласта, а жидкие подвергаются дополнительной термохимической переработке в пласте и возвращаются в облагороженном виде на дневную поверхность.

4. Технологический комплекс для извлечения нетрадиционной нефти из глубоких пластов в режиме фонтанирования, включающий куст гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС), кислородную станцию для подачи кислорода в нагнетательные скважины, устройство поджига нефти вблизи забоя нагнетательных скважин, отличающийся тем, что дополнительно снабжен насосом высокого давления для подачи воды в качестве вытесняющего агента в нагнетательные трубы НДС вытесняющего агента на основе воды, кислородной станцией для подачи кислорода, регуляторами подачи воды в каждую нагнетательную трубу НДС, регуляторами давления добываемых продуктов «до себя» у устья каждой добывающей трубы НДС, регуляторами подачи кислорода в забой каждой нагнетательной скважины НДС, датчиками температуры и давления на различных участках нефтеносного пласта вблизи забоя НДС, датчиками состава добываемых продуктов у устья каждой добывающей трубы НДС, отделителем нефтепродуктов от воды на дневной поверхности, автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП), управляющей регуляторами расхода и давления у НДС в соответствии с программой освоения месторождения, опирающейся на показания датчиков и математические модели освоения месторождения.

5. Технологический комплекс по п. 4, отличающийся тем, что нагнетательные и добывающие трубы куста гидродинамически соединенных между собой нагнетательно-добывающих скважин (НДС) расположены попарно коаксиально с образованием для потоков вытесняющего агента и добываемых продуктов теплообменника «труба в трубе».