Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума Российский патент 2025 года по МПК E21B43/22 C09K8/594 

Изобретение в целом относится к области горного дела, более детально к нефтяной промышленности, и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов с применением технологии парогазовой обработки залежи.

Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта за счет последовательного осуществления трех технологических действий (этапов) в заявленном техническом решении, а именно:

на первом этапе проводят закачку теплоносителя, затем катализатора, представляющего собой таллат переходного металла, где металл выбран из группы: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K,

далее на втором этапе следует закачка диоксида углерода,

на третьем этапе проводят закачку водяного пара, который в совокупности с применением катализатора обеспечивает возможность интенсификации нефтеотдачи с необратимым эффектом снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов.

Кроме того, принимая во внимание наличие факта необратимого эффекта снижения вязкости и плотности добываемых вязких нефтей и природных битумов, автоматически реализована возможность улучшения условий транспортировки и дальнейшей переработки высоковязкой нефти и природного битума. Дополнительным техническим результатом является частичная утилизация закачанного в пласт диоксида углерода, посредством его каталитического преобразования в легкие алканы, дополнительно снижающие вязкость нефти или битума.

Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу и при использовании заявленного технического решения.

Парогазовое воздействие - процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара и различных газов [http://proofoil.ru/Oilproduction/Steamaction.html].

Паротепловая обработка скважин (ПТОС) - технология, заключающаяся в том, что в пласт через скважину закачивают теплоноситель (водяной пар), объем которого в пересчете на конденсат (т.е. воду) обычно составляет 1000-3000 тонн, далее скважину останавливают на срок от нескольких до десятков суток - так называемый период пропитки - после чего пускают в эксплуатацию [Антониади Д.Г. Пароциклические обработки призабойных зон в нефтяных скважинах. - Краснодар. Совет. Кубань, 2005, стр. 30-31].

Устье скважины - верхняя, приповерхностная, видимая часть скважины, на которой производится монтаж насосного и прочего оборудования [https://rengm.ru/burenie/konstrukcija-skvazhiny-na-neft-i-gaz-shema.html].

Забой скважины - самая нижняя часть скважины, «дно», через которое осуществляется закачка технологических жидкостей, теплоносителей и др, а также обеспечение оптимальных условий извлечения флюида из продуктивного пласта [https://rengm.ru/rengm/zaboi-neftjanoi-skvazhiny-konstrukcija.html].

Паронефтяной фактор (паронефтяной коэффициент) - отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой нефти за счет паротеплового воздействия [https://studbooks.net/1789797/geografiya/sravnenie_metodov_povysheniya _nefteotdachi].

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) - это сложная многокомпонентная смесь высокомолекулярных гетероатомных соединений, в составе которых одновременно присутствуют такие элементы, как: углерод, водород, сера, кислород, азот и металлы - в основном, ванадий, никель, железо и молибден. Говоря о смолисто-асфальтеновых веществах, обычно подразумевают смолы и асфальтены [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Смолы - твердые аморфные вещества либо малоподвижные жидкости, от темно-коричневого до черного цвета. В структуре смол присутствует полициклическая конденсированная система, состоящая из 4-5 колец, 1-3 метильных групп и 1 длинного алкильного заместителя. Кроме того, обязательным условием является наличие гетероатомов [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Асфальтены - аморфные твердые тела от темно-бурого до черного цвета, обладающие кристаллоподобной структурой. Структура асфальтенов представляет собой полициклические, сильно конденсированные, по большей части ароматические системы, соединенные с пяти- и шестичленными гетероциклами. Молекулы состоят из 4-5 фрагментов, которые в свою очередь, содержат несколько ароматических колец [https://petrodigest.ru/info/neft/himicheskij-sostav-nefti/smolisto-asfal-tenovye-veshhestva].

Анализ выявленных заявителем из уровня техники аналогов в исследуемой области показал следующее:

- освоение альтернативных источников углеводородного сырья, среди которых в качестве наиболее перспективных рассматриваются месторождения высоковязких нефтей и природных битумов, является актуальной задачей топливно-энергетической отрасли;

- подавляющее число осуществляемых проектов разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов связано с термическими методами воздействия на пласт, например, паротепловое воздействие на пласт, которое является наиболее надежным и эффективно применяемым способом освоения месторождений высоковязкой нефти и природного битума или парогазовые методы;

- одним из актуальных и перспективных направлений развития термических методов добычи высоковязких нефтей и природных битумов является совершенствование тепловых методов воздействия на пласт, включающее любое дополнительное воздействие (физическое, химическое), которое имеет своей целью повышение рентабельности и эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Следует обратить внимание на то, что выявленные технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов обеспечивают некоторое снижение вязкости лишь на этапе внутрипластовой добычи нефти при воздействии пара или других газов, например, диоксида углерода, которое, как известно, является краткосрочным и обратимым, наблюдается только в период непосредственного воздействия в пласте и в достаточно широком для обеспечения снижение вязкости в диапазоне температур от 50 до 300°С.

По мере же снижения температуры, например, в устье добывающей скважины, температура добываемого сырья составляет уже около 50°С, а при транспортировке по трубопроводам температура снижается до температуры окружающей среды. Закачанные газы при атмосферном давлении удаляются из добытой нефти. Вследствие указанных факторов наблюдается весьма быстрое увеличение вязкости добываемой нефти по причине её остывания - вследствие чего вязкость в пластовых условиях возрастает от минимальной 10 сантипуаз (далее сП) при 250°С, до 300 сП при 50°С, в поверхностных условиях до 3000 сП при 20°С. Таким образом, в процессе добычи нефти при движении ее от продуктивного пласта по направлению к скважине и далее на поверхность, вязкость нефти возрастает на два порядка, например, от 10 сП до 3000 сП, что реально можно представить в виде изменения консистенции от состояния воды до состояния густого сиропа, из указанного явно следует, что при такой вязкости возникает проблема по транспортировке продукта по трубопроводам.

Указанная проблема на дату представления заявочных материалов решается разными способами, при этом преимущественным и наиболее распространенным способом является подогрев добываемого флюида в местах его остывания, что является весьма дорогостоящим, сложным и низкоэффективным техническим решением.

Кроме того, паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры, что затрудняет дальнейший процесс транспортировки и переработки добытого тяжелого углеводородного сырья.

Закачиваемый диоксид углерода является экологически небезопасным газом, вследствие чего повышаются требования к снижению выделения диоксида углерода при проведении технологических процессов.

Основываясь на вышеизложенном, заявителем установлено, что на дату представления заявочных материалов в мире актуальны следующие технические проблемы:

- по увеличении охвата продуктивного пласта тепловым воздействием с целью снижения вязкости и повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума;

- по упрощению перекачки добытой продукции по трубопроводу, которые вызывают существенные сложности в транспортировке и дальнейшей переработке высоковязкой нефти и природного битума в целом, ввиду того, что паротепловое воздействие на пласт в некоторой степени способствует образованию радикальных цепей молекул тяжелых компонентов высоковязких нефтей и природных битумов, которые практически сразу же подвергаются процессу сшивания (рекомбинации), что, в конечном счёте, приводит к изменениям состава нефти и также в некоторой степени является причиной еще более высокого повышения первоначальной вязкости при последующем снижении температуры углеводородов до температуры окружающей среды на поверхности;

- по снижению объемов эмиссии диоксида углерода в технологических процессах.

Кроме того, освоение месторождений высоковязких нефтей и природных битумов с применением паротеплового воздействия сопряжено со значительными экономическими затратами на генерацию теплоносителя, например, пара, в требуемых объемах, так как в основном паронефтяной фактор характеризуется высокими значениями экономических затрат.

Принимая во внимание актуальные технические проблемы, заявителем предложено посредством введения в пласт химических реагентов и катализаторов, а также диоксида углерода с дальнейшей закачкой водяного пара для внутрипластового облагораживания высоковязкой нефти или природных битумов и трансформации диоксида углерода в легкие алканы в пластовых условиях, что будет обеспечивать снижение вязкости нефти до такой степени, чтобы обеспечить не только эффективную добычу, но и самое главное - обеспечивать возможность транспортировки нефти по трубопроводу для подачи её в хранилище и последующую транспортировку на переработку.

Воздействие катализатора на высоковязкие нефти и природные битумы приводит к существенному изменению физико-химических свойств нефти, а именно:

- предотвращению процесса сшивания высокомолекулярных радикалов, снижению доли САВ на 11% за счет нейтрализации свободных радикалов водородом, образовавшимся при высокотемпературном воздействии катализатора на нафтен-ароматические компоненты нефти;

- увеличению доли легких фракций до 15% за счет термокаталитической деструкции смол и асфальтенов;

- гидрированию диоксида углерода в легкие алканы за счет термического воздействия в присутствии катализатора и доноров водорода;

- необратимому снижению вязкости до 60% по сравнению с исходной нефтью, за счет применения катализаторов, описанных в патенте №2608192, которые способствуют снижению доли САВ, увеличению доли легких фракций, что, как следствие, приводит к повышению нефтеотдачи продуктивного пласта, снижению энергозатрат на транспортировку и, в целом, к снижению капитальных затрат на промышленную переработку высоковязких нефтей и природных битумов (см. более детально описание к патенту на изобретение RU №2608192).

Применение катализатора для облагораживания высоковязкой нефти и природного битума в пластовых условиях также уменьшит энергозатраты и положительно сказывается на процессах добычи, сбора, подготовки и транспортировки углеводородного сырья.

Таким образом, дополнительное химическое воздействие на пласт с применением катализаторов обеспечит возможность внутрипластовой химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в условиях пласта, а также позволит увеличить коэффициент охвата пласта парогазовым воздействием и частично утилизировать закачанный диоксид углерода.

Вследствие выполнения указанных действий с использованием заявленного технического решения, включающего совокупность заявленных технологических процессов, а именно - закачка катализатора, диоксида углерода и закачка водяного пара, обеспечивается повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума за счет увеличения коэффициента охвата продуктивного пласта совокупным тепловым, химическим и каталитическим воздействием.

Далее заявителем приведен анализ уровня техники на дату представления заявочных материалов, которые относятся к повышению эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума в условиях паротеплового воздействия на пласт в присутствии и отсутствии щелочных растворов.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2009313 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти», включающий периодическую закачку пара в добывающие скважины, добычу нефти и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов за счет выравнивания фронта вытеснения, в качестве вытесняющего агента используют холодную воду, причем закачку холодной воды ведут в период закачки пара в добывающие скважины, а в период отбора нефти из добывающих скважин закачку холодной воды в нагнетательные скважины прекращают.

Недостатком данного способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная невысокой эффективностью использования введенного в пласт тепла ввиду последующей закачки холодной воды, что приводит к остыванию пласта, добываемого флюида и, как следствие, повышению его (флюида) вязкости, длительным простоем скважины в период пропитки, что предполагает наличие высокого паронефтяного фактора. Кроме того, закачка холодной воды после прогрева пласта паром исключает введение катализатора (по заявленному техническому решению), представляющего собой оксиды переходных металлов, где металлы выбраны из группы: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo и щелочных металлов, где металлы выбраны из группы Na, K, что исключает протекание химической конверсии высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях, и, соответственно, указанный способ не обеспечивает снижение доли смол и асфальтенов и увеличение доли легких фракции, и, как следствие, вязкость и плотность высоковязких нефтей и природных битумов в пластовых условиях остаются на высоком уровне.

Из исследованного уровня техники, заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2486334 «Способ разработки месторождения высоковязкой нефти». Сущностью известного технического решения является способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара, отличающийся тем, что определяют концентрацию гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде, закачивают попутно добываемую воду с концентрацией гидрокарбонат-ионов не менее 3 г/л, а при концентрации гидрокарбонат-ионов в попутно добываемой воде менее 3 г/л при температуре в паровой камере выше 100°С в попутно добываемую воду дополнительно вводят карбамид, после снижения температуры в паровой камере ниже 100°С в попутно добываемую воду вводят карбонат натрия или аммония или гидрокарбонат натрия или калия, разлагающиеся с выделением диоксида углерода под действием тепла, аккумулированного в паровой камере.

Существенным недостатком является то, что известный способ характеризуется низкой экологической эффективностью в связи с тем, что в процессе реализации способа создают дополнительные источники CO₂ и, как следствие, вследствие увеличивают выброс парниковых газов в атмосферу; не предусмотрена утилизация или использование CO₂, отделяемого из добываемой продукции; трудоемкость реализации способа, связанная со сложностью приготовления рабочих растворов в промысловых условиях; значительные материальные затраты на реализацию способа вследствие использования разнообразных дополнительных химических реагентов (затраты на их приобретение и хранение).

Из исследованного уровня техники, заявителем выявлено изобретение по патенту RU №2627336 «Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой диоксида углерода». Сущностью известного технического решения является способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой диоксида углерода, включающий закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, отличающийся тем, что выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия q_ж ≤ 0,5·q_ж⁰ при Р_нас≤ P_з ≤ 0,3·Р_пл⁰, где q_ж - текущий дебит жидкости скважины, q_ж⁰ - начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, P_з - текущее забойное давление, Р_пл⁰ - начальное пластовое давление, Р_нас - давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют диоксид углерода - СО₂, закачку СО₂ ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до q_зак^max, где q_зак^max - максимальный расход СО₂ при давлении закачки P_зак = (0,6-0,9)·P_горн, где P_горн - вертикальное горное давление, при достижении q_зак^max закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·q_доб^max, где q_доб^max - максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Р_нас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.

Недостатками способа является низкая экологическая эффективность, связанная с отделением СО₂ от нефти; низкая эффективность реализации способа из-за добавления к пару охлажденного CO₂, что приводит к снижению температуры пара и нецелесообразности осушки CO₂, т.к. его будут закачивать с паром; низкая эффективность сжигания топлива с избытком воздуха по мере возрастания количества CO₂ в попутном нефтяном газе в процессе добычи.

Из исследованного уровня техники, заявителем выявлено изобретение по патенту РФ № 2435951 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти». Сущностью известного технического решения является способ разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в пласт через добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, отличающийся тем, что после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве которой, или, по крайней мере, части ее используют воду, ненагретую воду, щелочной или кислотный раствор, нефть, газ, в качестве которого может быть использован диоксид углерода.

Основными недостатками известного технического решения по сравнению с заявленным техническим решением является:

1 - низкий коэффициент нефтеизвлечения пласта, т.е. эффективности процесса вытеснения нефти из нефтеносного пласта и, как следствие, низкий показатель извлечения нефти;

2 - незначительная деструкция смол и асфальтенов и, как следствие, недостаточное снижение их (смол и асфальтенов) содержания, которые определяют высокую вязкость нефти;

3 - низкое содержание легкой фракции, включающей насыщенные и ароматические углеводороды, вследствие незначительной деструкции смол и асфальтенов;

4 - высокий паронефтяной фактор ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;

5 - высокая плотность нефти ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;

6 - высокое содержание серы ввиду отсутствия протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;

7 - недостаточный охват пласта за счет отсутствия совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;

8 - обратимое снижение вязкости, то есть возрастание вязкости до первоначальной при извлечении нефти на поверхность и ее остывании, что приводит к высоким энергозатратам на добычу, подготовку, а также последующую транспортировку и переработку нефти;

9 - недостаточный показатель дебита;

10 - отсутствие утилизации диоксида углерода при закачке его в пласт.

Выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по отдельным признакам, поэтому прототип не выявлен, и формула изобретения составлена без ограничительной части.

Техническим результатом заявленного технического решения является разработка способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с закачкой теплоносителя, затем катализатора, представляющего собой таллат переходного металла, где металл выбран из группы: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K, и закачка диоксида углерода, устраняющего недостатки аналогов, а именно, обеспечивающего возможность:

1 - повышения коэффициента нефтеизвлечения пласта, т.е. эффективности процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей за счет за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;

2 - интенсификации деструкции асфальто-смолистых веществ в течение всего периода освоения месторождения, то есть снижение их доли в добываемой высоковязкой нефти и природного битума;

3 - увеличения содержания легких фракций, включающие насыщенные и ароматические углеводороды;

4 - снижения паронефтяного фактора за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;

5 - снижения плотности нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;

6 - снижения содержания серы в нефти за счет протекания процесса каталитического облагораживания (химической конверсии) высоковязкой нефти;

7 - увеличения охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;

8 - необратимого снижения вязкости за счет деструкции высокомолекулярных компонентов - смол и асфальтенов;

9 - повышения дебита в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;

10 - осуществления утилизации диоксида углерода при закачке его в пласт.

Указанные результаты обеспечиваются за счет применения совокупности признаков заявленного технического решения.

Заявитель уточняет, что таллат переходного металла и дисперсия щелочного металла в инертной органической жидкости являются известными как таковыми из уровня техники, а именно - по патентам РФ №2782670 и РФ №2790845,соответственно.

Сущностью изобретения является способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, заключающийся в том, что в пласт через добывающую скважину закачивают теплоноситель, затем в количестве от 0,1 до 10,0 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла, где металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K, в массовом соотношении таллат : дисперсия = от 1 : 10 до 10 : 1; затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи; далее закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар при температуре 150-350°С; затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.

Заявленное техническое решение иллюстрируется графическими материалами.

В графических материалах приведена Таблица, в которой представлены результаты осуществления заявленного способа путем проведения эксперимента на месторождении высоковязкой нефти и природного битум.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Параметры реальной скважины, выбранной в качестве пилотного объекта, составляют: радиальный элемент пласта радиусом 350 м, залегающий на глубине 1125 м, насыщен нефтью вязкости 2600 мПа⋅с при пластовых условиях: температуре 20°С и давлении 7,0 МПа. Пласт сложен породами терригенного типа с содержанием карбонатного цемента до 10 % и имеет достаточно однородную структуру. Начальная нефтенасыщенность 0,75, средняя пористость - 19,7%. Обрабатываемая скважина расположена в центре элемента пласта. При осуществлении закачки теплоносителя, например, пара, температура и давление пара на устье скважины 374,5°С и 19 МПа, соответственно. При этом на забое скважины температура и давление составляет 350°С и 17 МПа, соответственно. Параметры исходной нефти: содержание насыщенных углеводородов составило 25,1 % масс., ароматических углеводородов 32,1 % масс., смол 36,6 % масс., асфальтенов 6,2 % масс., вязкость 2600 мПа⋅с, плотность 0,971 г/см³, содержание серы 4,2 % масс. (см.Таблицу, столбец 1). В качестве критерия оценки утилизации диоксида углерода определяли степень конверсии диоксида углерода.

В залежь высоковязкой нефти или природного битума через добывающую скважину закачивают теплоноситель, например, пар, затем катализатор в количестве от 0,1 до 10,0 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла, где металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K,, в массовом соотношении таллат : суспензия = от 1 : 10 до 10 : 1; затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи; далее закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар при температуре 150-350°С; затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.

Распределившись в пласте, катализатор запускает процесс разрушения смол и асфальтенов при последовательной закачке диоксида углерода и пара, за счет чего снижается плотность, вязкость нефти, содержание в ней серы, азота. Таким образом, удается решить сразу две задачи - улучшить как химический, так и качественный состав добываемой нефти (битума). Это, в свою очередь, позволяет повысить нефтеотдачу и упростить дальнейшую добычу, сбор, подготовку и транспортировку. После последующей закачки диоксида углерода катализатор обеспечивает его (диоксида углерода) утилизацию путем гидрирования до легких нормальных алканов.

Заявителем установлено (см. Таблицу), что в результате паротеплового воздействия в присутствии катализатора и диоксида углерода интенсифицируются процессы деструктивного гидрирования, при этом содержание смол и асфальтенов снижается, одновременно с чем наблюдают возрастание доли насыщенной фракции и ароматической фракции, снижается вязкость и паронефтяной фактор, содержание серы, повышается дебит нефти, коэффициент нефтеизвлечения, а также степень конверсии диоксида углерода.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного способа.

Заявитель уточняет, что перед закачкой катализатора и диоксида углерода скважина эксплуатировалась и подвергалась паротепловому воздействию при температуре 300°С, который обозначен как контрольный опыт (см. Таблицу). По итогам проведения контрольного опыта получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 2,5 т/сут, паронефтяной фактор 3,5 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,25;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 26,2 % масс., ароматических углеводородов 31,0 % масс., смол 35,8 % масс., асфальтенов 7,0 % масс., вязкость 3035 мПа⋅с, плотность 0,982 г/см³, содержание серы 4,2 % масс.

Пример 1. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Cr и дисперсии щелочного металла Li в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 2,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Cr и дисперсии щелочного металла Li в вазелиновом масле в массовом соотношении катализатор : дисперсии щелочного металла = 5 : 2, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 275°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 1 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 4,1 т/сут, паронефтяной фактор 2,9 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,29;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 27,0 % масс., ароматических углеводородов 37,3 % масс., смол 30,2 % масс., асфальтенов 5,5 % масс., вязкость 2208 мПа⋅с, плотность 0,960 г/см³, содержание серы 3,0 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 11,5 отн.%.

Пример 2. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Mn и дисперсии щелочного металла K в инертной органической жидкости - толуоле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 5,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Mn и щелочного металла К в толуоле в массовом соотношении 2:5, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 300°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 2 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 4,5 т/сут, паронефтяной фактор 2,7 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,33;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 36,8 % масс., ароматических углеводородов 37,0 % масс., смол 20,6 % масс., асфальтенов 5,6 % масс., вязкость 1950 мПа⋅с, плотность 0,951 г/см³, содержание серы 2,8 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 14,3 отн.%.

Пример 3. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Fe и дисперсии щелочного металла Na в инертной органической жидкости - дизельном топливе, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 3,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Fe и щелочного металла Na в дизельном топливе в массовом соотношении 1:10, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 325°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 3 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 7,0 т/сут, паронефтяной фактор 2,3 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,4;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 40,8 % масс., ароматических углеводородов 39,5 % масс., смол 15,2 % масс., асфальтенов 4,5 % масс., вязкость 1877 мПа⋅с, плотность 0,945 г/см³, содержание серы 2,4 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 17,2 отн.%.

Пример 4. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Co и дисперсии щелочного металла K в инертной органической жидкости - толуоле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 9,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Co и щелочного металла К в толуоле в массовом соотношении 1:1, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 150°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 4 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 3,5 т/сут, паронефтяной фактор 3,0 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,30;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 28,1 % масс., ароматических углеводородов 36,6 % масс., смол 29,5 % масс., асфальтенов 5,8 % масс., вязкость 2150 мПа⋅с, плотность 0,967 г/см³, содержание серы 3,6 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 12,4 отн.%.

Пример 5. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Ni и дисперсии щелочного металла Na в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 7,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Ni и щелочного металла Na в вазелиновом масле в массовом соотношении 6:5, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 250°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 5 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 7,5 т/сут, паронефтяной фактор 2,2 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,35;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 30,5 % масс., ароматических углеводородов 43,9 % масс., смол 20,5 % масс., асфальтенов 5,1 % масс., вязкость 1754 мПа⋅с, плотность 0,950 г/см³, содержание серы 2,5 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 17,7 отн.%.

Пример 6. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Cu и дисперсии щелочного металла Li в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 7,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Cu и щелочного металла Li в вазелиновом масле в массовом соотношении 4:7, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 300°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 6 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 6,5 т/сут, паронефтяной фактор 2,5 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,32;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 33,1 % масс., ароматических углеводородов 36,2 % масс., смол 25,0 % масс., асфальтенов 5,7 % масс., вязкость 2010 мПа⋅с, плотность 0,953 г/см³, содержание серы 3,1 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 15,8 отн.%.

Пример 7. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Zn и дисперсии щелочного металла Li в инертной органической жидкости - уайт-спирите, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 10,0 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Zn и щелочного металла Na в уайт-спирите в массовом соотношении 7:4, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 350°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 7 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 3,0 т/сут, паронефтяной фактор 3,2 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,28;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 25,5 % масс., ароматических углеводородов 33,7 % масс., смол 34,8 % масс., асфальтенов 6,0 % масс., вязкость 2350 мПа⋅с, плотность 0,968 г/см³, содержание серы 3,7 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 9,2 отн.%.

Пример 8. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Mo и дисперсии щелочного металла K в инертной органической жидкости - толуоле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 0,1 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Mo и щелочного металла K в толуоле в массовом соотношении 9:2, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 250°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 8 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 8,0 т/сут, паронефтяной фактор 2,1 тонн пара/т дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,45;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 41,2 % масс., ароматических углеводородов 45,2 % масс., смол 10,1 % масс., асфальтенов 3,5 % масс., вязкость 1320 мПа⋅с, плотность 0,920 г/см³, содержание серы 2,0 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 19,1 отн.%.

Пример 9. Осуществление способа разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума с добавлением катализатора из смеси таллата Al и дисперсии щелочного металла Na в инертной органической жидкости - вазелиновом масле, и закачкой диоксида углерода

На залежи высоковязкой нефти и природного битума через добывающую скважину закачивают пар, затем в количестве 0,5 % масс. на нефть катализатор из смеси таллата Al и дисперсии щелочного Na в вазелиновом масле в массовом соотношении 8:3, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи, далее снова закачивают пар при температуре 225°С, затем производят отбор продукта из скважины.

По итогам проведения эксперимента по Примеру 8 получили следующие показатели:

- показатели добычи нефти после ПТОС: дебит нефти составил 6,2 т/сут, паронефтяной фактор 2,5 тонн пара/м³ дополнительно добытой нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,32;

- показатели нефти после ПТОС: содержание насыщенных углеводородов составило 34,8 % масс., ароматических углеводородов 34,7 % масс., смол 25,5 % масс., асфальтенов 5,0 % масс., вязкость 2101 мПа⋅с, плотность 0,955 г/см³, содержание серы 3,3 % масс.;

- конверсия СО₂ составила 15,5 отн.%.

Таким образом, из изложенного выше можно сделать вывод, что заявителем решены все выявленные технические проблемы и достигнуты заявленные технические результаты:

1 - повышен коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи пласта) с 0,25 до 0,45, т.е. увеличена эффективность процесса вытеснения из нефтеносного пласта породы и добычи высоковязких нефтей и битумов за счет нагнетания катализатора, двуокиси углерода и водяного пара;

2 - достигнута интенсификация деструкции смолисто-асфальтеновых веществ в течение всего периода освоения месторождения и снижение доли смол (с 35,8 % масс. до 10,1 % масс.) и асфальтенов (с 7,0 % масс. до 3,5 % масс.);

3 - достигнуто увеличение доли легких фракций - насыщенных (с 26,2 % масс. до 41,2 % масс.) и ароматических углеводородов (с 31,0 % масс. до 45,2 % масс.);

4 - снижен паронефтяной фактор до показателя с 3,5 т пара/т дополнительно добытой нефти до 2,1 т пара/т дополнительно добытой нефти;

5 - снижена плотность нефти с 0,982 г/см³ до 0,920 г/см³;

6 - снижено содержание серы в нефти с % масс. 4,2 % масс. до 2,0 % масс.;

7 - достигнуто увеличение охвата пласта за счет совокупности теплового, химического и каталитического воздействия на пласт;

8 - достигнуто необратимое снижение вязкости с 3035 мПа·с до 1320 мПа·с при н.у.;

9 - достигнуто повышение дебита нефти с 2,5 т/сут до 8,0 т/сут в результате увеличения охвата пласта и улучшения состава, реологических и физико-химических характеристик высоковязкой нефти и природного битума;

10 - достигнута конверсия диоксида углерода до 19,1 отн. %.

Использование заявленного технического решения возможно как самостоятельно с бурением новых скважин, так и на существующих вертикальных и горизонтальных скважинах, что не влияет на совокупность существенных признаков и достижение заявленного технического результата. При этом с помощью вертикальных скважин можно проводить последовательную, пошаговую обработку всего пласта.

Применение заявленного способа способствует повышению извлечения углеводородного флюида (нефтеотдачи пласта) из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов.

По мнению заявителя, предполагаемое изобретение эффективно даже для нерентабельных в настоящее время месторождений углеводородного сырья, которые ранее были законсервированы вследствие высокой стоимости извлечения вязкого флюида и, конечно же, для повышения рентабельности ныне разрабатываемых месторождений высоковязкой нефти и природных битумов.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. заявленная совокупность признаков не выявлена из исследованного уровня техники и не известны технические результаты, которые реализованы в заявленном техническом решении.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками данного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на полученные технические результаты.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемому изобретениям, так как может быть реализовано в промышленном производстве для добычи полезных ископаемых, например, высоковязкой нефти и природных битумов.

Изобретение относится к способу разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пласта из месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, в том числе высоковязких нефтей и/или природных битумов. Способ включает закачивание в пласт через добывающую скважину теплоносителя. После чего в пласт закачивают в количестве 0,1-10 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости. Переходный металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al. Щелочной металл выбран из группы Li, Na, K. Массовое соотношение таллат : дисперсия равно от 1 : 10 до 10 : 1. Затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи. Далее закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют водяной пар при температуре 150-350°С. Затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума. 1 ил.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и природного битума, отличающийся тем, что в пласт через добывающую скважину закачивают теплоноситель, затем в количестве 0,1-10 % масс. на нефть катализатор, представляющий собой смесь таллата переходного металла, где металл выбран из ряда: Cr, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, Zn, Mo, Al, и дисперсии щелочного металла в инертной органической жидкости, где металл выбран из группы Li, Na, K, в массовом соотношении таллат : дисперсия, равном от 1 : 10 до 10 : 1, затем закачивают диоксид углерода с возможностью обеспечения химической конверсии высоковязкой нефти и природного битума, и частичной утилизации закачанного в пласт диоксида углерода, и интенсификации нефтеотдачи; далее закачивают теплоноситель, в качестве которого используют водяной пар при температуре 150-350°С; затем производят отбор высоковязкой нефти и природного битума.