СПОСОБ ДОБЫЧИ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНОЙ НЕФТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

Следствием вышесказанного является утверждение того, что в баженовскую свиту возможно пробурить горизонтальную скважину с протяженностью горизонтального участка, в среднем, 1000 метров и выполнить 10 стадий МГРП, из которых по факту 1-2 стадии неудачные. Таким образом, на «бажене» возможно сформировать дренируемый объем пласта из одной скважины, примерно, в 10 раз меньший, чем на североамериканских нефтеносных сланцевых плеях, а КИН на баженовской свите, по мнению экспертов, в среднем, не превышает 6-ти процентов.

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

По оценочны данным ПАО «Газпром нефть», для того, чтобы добыча НПП из баженовской свиты стала рентабельной, накопленная добыча НПП за весь период эксплуатации скважины должна составить более 30 тыс. тонн. По мнению специалистов - это недосягаемый показатель.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Такие технологии, в принципе, известны из уровня техники.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7. Основная цель - вытеснение нефти плотных пород. В технологии термогазового воздействия основной задачей является внутрипластовая генерация агентов (СО₂, угарный газ, легкие углеводородные фракции, азот и водяной пар), вытесняющих из пласта в добывающую скважину нефть плотных пород. Генерирование синтетической нефти из керогена в технологии термогазового воздействия является второстепенной задачей. Такой концептуальный подход, при котором внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена уделяется меньшее внимание, чем вытеснению из пластов нефти плотных пород, понижает степень эффективности известных способов, так как основной углеводородный потенциал баженовской (и доманиковой) свиты сосредоточен именно в керогене (403,3 млрд. тонн), а не в нефти плотных пород (22 млрд. тонн).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявленной группе изобретений является способ добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов (патент РФ №2671880, кл. Е21В 43/247, 2018 г), включающий приготовление РАВ, инжектирование их по продуктопроводу в продуктивный пласт с целью высокотемпературного термохимического воздействия на продуктивный пласт с последующим отбором углеводородов в режиме фонтанирования скважины и доставку их на дневную поверхность по продуктопроводу. Перед высокотемпературным термохимическим воздействием на продуктивный пласт осуществляют восстановление естественной трещиноватости и естественных флюидопроводящих каналов в призабойной зоне продуктивного пласта, а перед отбором из него углеводородов осуществляют термо-каталитическое воздействие на продуктивный пласт для облагораживания углеводородов с последующим осуществлением на продуктивный пласт водородно-термо-каталитического воздействия с использованием каталитического нанопроппанта для увеличения степени полноты молекулярной модификации нефти низкопроницаемых пород, битуминозной нефти и керогена в более ценные углеводороды и закрепления флюидопроводящих каналов продуктивного пласта. В околоскважинном объеме продуктивного пласта формируют «каталитический пояс/фильтр» и за счет процесса гидротермальной карбонизации углеводородов формируют нанопористое углеродное покрытие на внутренней поверхности нанофлюидопроводящих каналов, после чего осуществляют отбор по продуктопроводу модифицированных и частично облагороженных углеводородов на дневную поверхность, а в процессе доставки углеводородов на дневную поверхность осуществляют их дополнительное частичное облагораживание за счет пропускания через проточный реактор, образованный пространством в продуктопроводе между колонной НКТ и коаксиально размещенной в ней безмуфтовой трубой.

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

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

Так для увеличения проницаемости используется РАВ №I.A., являющийся чистой водой в сверхкритическом состоянии, имеющей температуру (Т) до 593°С при давлении (Р) до 45 МПа. В данном случае проницаемость пласта увеличивается, преимущественно, за счет осуществления в пласте множественных автофлюидоразрывов пласта. В принципе, любой РАВ на основе воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, способствует увеличению проницаемости пласта, равно, как и используемые при реализации известного способа РАВ №I., РАВ №I.B., РАВ №I.Г., РАВ №II., РАВ №IV.

В известном способе для увеличения проницаемости пласта является РАВ №II.А., композиционно состоящий из воды в ультра-сверхкритическом состоянии, насыщенной диоксидом углерода при Т до 800°С и Р до 45 МПа.

Если при использовании РАВ на основе сверхкритической воды проницаемость пласта возрастает в результате осуществления в пласте множественных автофлюидоразрывов пласта с использованием увеличивающегося в объеме в результате нагрева флюида, преимущественно, находящегося в жидком состоянии, то, в данном случае, в результате газификации некоторой части внутрипластовых углеводородов также осуществляются автофлюидоразрывы пласта, но уже в результате перехода некоторой части внутрипластовых углеводородов, находящихся в жидком состоянии в газообразное состоянии, что сопровождается соответствующим значительным увеличением их объема. Несомненно, что в результате использования РАВ на основе использования ультра-сверхкритической воды проницаемость пласта увеличивается в большей степени, чем в случае использования, названных выше РАВ на основе сверхкритической воды.

Используемый в способе РАВ №I.Б., композиционно состоит из воды в сверхкритическом состоянии (Т до 593°С при Р до 45 МПа.), насыщен окислителем, и предназначен для осуществления внутрипластовых тепловых взрывов.

В качестве окислителя в известном, способе преимущественно, используется пероксид водорода (H₂O₂), но также может быть использован озон (O₃), кислород (О₂) и/или воздух, или воздух, обогащенный кислородом (содержание кислорода до 50%) а также азотная кислота (HNO₃) и различные нитраты.

Суть внутрипластовых тепловых взрывов известного (и заявленного) способа заключается в следующем. За счет теплового воздействия осуществляется создание в продуктивном пласте устойчивой водной сверхкритической среды (Т от 400 до 500°С и Р до 45 МПа) и/или псевдо-сверхкритической среды, что приводит к увеличению проницаемости продуктивного пласта, преимущественно, на микро и мезоуровне. При контакте содержащегося в РАВ №I.Б окислителя (преимущественно, Н₂О₂) с внутрипластовыми углеводородами в сверхкритической водной среде или в псевдо-сверхкритической среде в продуктивном пласте инициируются множественные локальные высокоскоростные экзотермические реакции окисления внутрипластовых углеводородов, которые протекают в режиме, так называемых, тепловых взрывов, так как продолжительность таких реакций, в зависимости от качества принимающих в них участие углеводородов, как правило, колеблется от долей секунды до 8-10 секунд. В процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов происходит резкое локальное повышение давления (до 100 МПа) и температуры (до 1000°С) псевдо-сверхкритического флюида и его кратковременная обратимая трансформация в ультра-псевдо-сверхкритический флюид, в результате чего реализуются множественные локальные термобарические наноразрывы продуктивного пласта, преимущественно, на макроуровне (>50 нм), что приводит к интенсификации естественной макротрещиноватости и индуцировании новой макротрещиноватости - разрыву сплошности горной породы на макроуровне - и, как следствие, значительному увеличению проницаемости продуктивного пласта. Выделяющееся в процессе осуществления внутрипластовых тепловых взрывов тепло расходуется на дополнительный нагрев продуктивного пласта - вмещающей горной породы и содержащихся в ней углеводородов. Более того, в областях локального повышения внутрипластовой температуры до 1000°С и давления до 100 МПа осуществляются локальная частичная газификация некоторой части внутрипластовых углеводородов, - генерирование водорода с последующим гидрированием/гидрогенизацией некоторой части внутрипластовых углеводородов и внутрипластовый синтез наноалмазов.

Внутрипластовые тепловые взрывы в известном (и в заявленном) способе также используются для целенаправленного взрывоподобного окисления тяжелых неизвлекаемых даже при термохимическом воздействии углеводородов, - тяжелых нефтяных остатков, а также ароматических углеводородов и для окисления непроконвертированных малоценных остатков керогена. Такие внутрипластовые тепловые взрывы, как правило, осуществляются в известном (и в заявленном) способе в начале каждого нового цикла воздействия на продуктивный пласт, исключая первый цикл воздействия. В результате осуществления внутрипластовых тепловых взрывов, увеличивается макропроницаемость продуктивного пласта и происходит его дополнительный нагрев. В целом же, эти процессы сопровождаются и внутрипластовой высокотемпературной гидротермальной каталитической карбонизацией (с использованием, в том числе и природных внутрипластовых катализаторов) любых внутрипластовых углеводородов, включая кероген, или иначе - получением внутри продуктивного пласта из углеводородов нанопористых углеродных структур, которые осаждаются на внутренней поверхности наноразмерных флюидопроводящих каналов и формируют на ней нанопористую углеродную нанопленку. Данная нанопористая углеродная нанопленка позволяет флюидам при минимальном трении увеличить на порядки (от 10-ти до 30-ти раз) скорость их перемещения по таким наноразмерным флюидопроводящим каналам и, таким образом, существенно увеличить проницаемость продуктивного пласта.

Весьма существенно, что используемые при осуществлении способа внутрипластовые тепловые взрывы исключают необходимость проведения ГРП или МГРП для увеличения проницаемости продуктивных пластов нефтеносных сланцевых плеев (баженовской и иных свит). Так, в результате только подготовительного теплового воздействия при естественной свободной пористости продуктивных пластов баженовской свиты, примерно, равной 6% их пористость возрастает, в среднем, на 2%. Поверхность пор свободного порового пространства увеличивается на 30-35 млн. см²/м³ продуктивного пласта, а объем пор на 20-22 тыс. см³/м³. Для сравнения МГРП увеличивает объем свободного порового пространства продуктивного пласта, в среднем, только на 70-100 см³/м³.

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

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

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

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

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

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

Использованная в известном решении скважинная конфигурация «труба в трубе», ведет к усложнению внедрения и практического использования заявленной группы изобретений.

Технический результат настоящей группы изобретений заключается в повышении нефтеотдачи продуктивных сланцевых пластов за счет формирования в околоскважинной зоне пласта высокопроницаемой внутрипластовой реторты, за счет постепенного, по мере отбора нефти из этой околоскважинной зоны увеличения ее объема, а также за счет постоянного восстановления проницаемости околоскважинной зоны пласта и проведения внутрипластовой генерации высокотехнологичной нефти, что обеспечивается за счет использования созданных РАВ, имеющих в своем составе, как окислитель (ионы железа II и III), так и ингибитор пероксида водорода, что, в свою очередь, позволяет реализовывать, как интенсифицированные тепловые взрывы (в присутствии катализатора), так и отложенные/задержанные во времени тепловые взрывы (в присутствии ингибитора водорода), что обеспечивает повышение КИН, а также за счет повышения надежности герметичности разобщения подпакерной и надпакерной зон скважины.

Указанный технический результат обеспечивается тем, что в способе добычи высокотехнологичной нефти, включающем приготовление рабочих агентов воздействия, последовательное инжектирование их по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб в околоскважинную зону продуктивного пласта для поэтапного термохимического воздействия на него с последующим отбором из него высокотехнологичной нефти и доставкой ее на дневную поверхность по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, новым является то, что первым этапом термохимического воздействия на продуктивный пласт является этап формирования околоскважинной зоны с повышенной проницаемостью за счет инжектирования в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, имеющей температуру выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, генерации рабочим агентом воздействия высокотехнологичной нефти в околоскважинной зоне с последующим ее отбором и доставкой на дневную поверхность скважины, после чего последовательно осуществляют три цикла термохимического воздействия, каждый из которых включает три последовательно осуществляемых этапа термохимического воздействия, первым каждого из которых является этап, направленный на увеличение проницаемости околоскважинной зоны и увеличения ее объема, вторым этапом - этап генерации высокотехнологической нефти, а третьим - ее отбор и доставка на дневную поверхность, причем на первом этапе первого цикла термохимическое воздействие осуществляют инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°С и давлением от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, на втором этапе первого цикла термохимическое воздействие осуществляют инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором, на третьем этапа данного цикла высокотехнологичной нефти и доставкой ее на дневную поверхность, на первом этапе второго цикла термохимического воздействия воздействие осуществляют последовательным инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂+; Fe₃+) и рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода или рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода, на втором этапе второго цикла воздействие осуществляют инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, или рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором, на третьем этапе данного цикла высокотехнологичной нефти и доставкой ее на дневную поверхность, на первом этапе третьего цикла термохимическое воздействие осуществляют последовательным инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия в виде воды, температурой выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода (Н₂О₂), или рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, насыщенной пероксидом водорода (Н₂О₂), на втором этапе третьего цикла воздействие осуществляют инжектированием в околоскважинную зону рабочего агента воздействия, состоящего из воды, температурой выше 593°С при давлении от 23 до 50 МПа или рабочего агента воздействия в виде воды, температурой от 380 до 593°С при давлении от 23 до 50 МПа, с последующим отбором на третьем этапе данного цикла высокотехнологичной нефти и доставкой ее на дневную поверхность.

В технологическом комплексе для добычи высокотехнологичной нефти, включающем установку для водоподготовки, вход которой имеет возможность соединения с источником воды, генератор, предназначенный для получения воды, имеющей давление выше 23 МПа и температуру выше 593°С, колонну насосно-компрессорных теплоизолированных труб, размещенных в обсадной трубе скважины до ее забоя и предназначенных для инжектирования в продуктивный пласт скважины рабочих агентов воздействия и отбора из него с доставкой на дневную поверхность высокотехнологичной нефти, новым является то, что комплекс оснащен емкостью для хранения и выдачи подготовленной воды, емкостью для хранения и выдачи 30-40% пероксида водорода, емкостью для хранения и выдачи воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂+), емкостью для воды, насыщенной ингибитором водорода, емкостью для хранения и выдачи рабочих агентов воздействия, а также блоком подготовки рабочих агентов воздействия, емкость для хранения и выдачи подготовленной воды входом соединена с выходом установки для водоподготовки, а выходом - с входом генератора воды, выход которого подсоединен к входу блока подготовки рабочих агентов воздействия, к входам которого подсоединены емкость для хранения и выдачи 30-40% пероксида водорода, емкость для хранения и выдачи воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂+) и емкость для воды, насыщенной ингибитором водорода, причем в трубопроводах, соединяющих данные емкости с блоком подготовки рабочих агентов воздействия, установлены насосы для подачи компонентов из емкостей в блок подготовки рабочих агентов воздействия, выход которого соединен с входом емкости для хранения и выдачи рабочих агентов воздействия, выход данной емкости подсоединен к входу колонны теплоизолированных насосно-компрессорных труб, в которую встроен компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб, при этом наружная поверхность компенсатора имеет возможность герметичного контакта с внутренней поверхностью обсадной трубы для разделения скважины на два герметичных друг от друга объема - над компенсатором и под компенсатором.

Используемые ниже при описании заявленной группы изобретений термины означают следующее.

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

- молекулярно модифицированной и частично облагороженной подвижной нефти плотных пород, как образовавшейся в процессе катагенеза, так уже находящейся в пластах, например, баженовской свиты до термохимического воздействия на них;

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

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

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

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

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

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

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

Объем внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью.

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

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

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

РАВ заявленной группы изобретений. В заявленной группе изобретений используются несколько РАВ, имеющих следующий композиционный состав на забое скважины перед инжектированием в нефтекерогеносодержащий пласт, а именно:

- РАВ №1 состоит из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа);

- РАВ №2 состоит из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа);

- РАВ №3 состоит из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода (H₂O₂);

- РАВ №4 состоит из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода (H₂O₂);

- РАВ №5 состоит из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄);

- РАВ №6 состоит из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водород и ингибитором пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄);

- РАВ №7 состоит из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂+; Fe₃+);

- РАВ №8 состоит из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂+; Fe₃+).

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

Пластовые зоны. Под пластовыми зонами (Фиг. 3) или зонами нефтекерогеносодержащего пласта подразумеваются:

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

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

Естественно, что данные зоны являются условными, в реальном пласте нет его четкого разделения на данные зоны. Разделение пласта на зоны произведено для более наглядного описания заявленной в качестве изобретения технологии.

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

- на фиг. 1 - диаграмма «Влияние керогена на оценки извлекаемых ресурсов баженовской свиты»;

- на фиг. 2 - схема вертикальной скважины типа «Елка», при котором основной вертикальный обсаженный ствол скважины оснащен радиальными субгоризонтальными необсаженными стволами малого диаметра;

- на фиг. 3 - пластовые зоны №1 и №2 со следующими обозначениями: Пластовая зона №11, Пластовая зона №22, нефтекерогеносодержащий пласт 3, вертикальная скважина 4 и субгоризонтальные радиальные стволы 5;

- на фиг. 4 - схема технологического комплекса;

- таблица - алгоритм осуществления циклического термохимического воздействия рабочими агентами на нефтекерогеносодержащий (продуктивный) пласт.

Для осуществления заявленного способа используется технологический комплекс (Фиг. 4), включающий модуль водоподготовки 6, выход которого связан с входом емкости 7 для хранения подготовленной воды, подсоединенной к генератору ультра-сверхкритической воды 8. Технологический комплекс оснащен блоком 9 подготовки РАВ, к которому параллельно подсоединены емкость 10 для 30-40% пероксида водорода, емкость 12 для воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂+), емкость 14 для воды, насыщенной ингибитором водорода, например, натрия фосфатом. В трубопроводах соединения емкостей 10, 12, 14 с блоком 9 подготовки РАВ, установлены насосы, соответственно. 11, 13, 15, первый из которых (11) обеспечивает подачу в блок подготовки РАВ 9 пероксида водорода, второй (13) обеспечивает подачу в блок 9 воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe₂+), а третий (15) - подачу в блок подготовки РАВ 4 водного раствора, насыщенного ингибитором водорода.

Выход блока 9 связан с емкостью 16 для хранения и дозированной выдачи приготовленных в блоке 9 РАВ 21.

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

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

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

Подробное описание компенсатора, используемого в заявленной группе изобретений, представлено в заявке на изобретение РФ «Компенсатор термобарических изменений длины колонны насосно-компрессорных труб» №2018130558 от 23 августа 2018 года.

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

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

Естественно, комплекс оснащен стандартной транспортирующей и запорно-регулирующей арматурой (не показаны), обеспечивающей его работу в автоматическом режиме.

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

Техническая вода подается в модуль 6 водоподготовки, в котором осуществляется очистка воды (а) от загрязнений и механических примесей с применением средств механической фильтрации и (б) ее умягчения с использованием метода обратного осмоса и ультрафильтрации.

Подготовленная вода из модуля водоподготовки 6 подается на хранение в емкость 7 для подготовленной воды, из которой дозировано, насосом (не показан), имеет возможность подачи в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется процесс генерации ультра-сверхкритической воды (Т более 593°С при Р более от 25 до 50 МПа) или сверхкритической воды (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа) за счет ее нагрева в теплообменном устройстве генератора ультра-сверхкритической воды 8.

Блок 9 представляет собой толстостенную трубу длиной до 10 метров с тремя входными каналами для инжектирования в блок 9 из емкости 10 пероксида водорода (30-40%), или из емкости 12 воды, насыщенной катализатором в форме ионов железа II (Fe2+), или из емкости 14 воды, насыщенной ингибитором водорода, например, натрия фосфатом.

Приготовление РАВ №1 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация ультра-сверхкритической воды (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и далее ультра-сверхкритическая вода подается через блок 9 в емкость 16.

Приготовление РАВ №2 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация сверхкритической воды (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и далее сверхкритическая вода подается через блок 9 в емкость 16.

Приготовление РАВ №3 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация ультра-сверхкритической воды (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 в импульсном режиме подается пероксид водорода (30-40%). Далее, сформированный в блоке 9 РАВ №3 подается в емкость 16.

Приготовление РАВ №4 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация сверхкритической воды (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 в импульсном режиме подается пероксид водорода (30-40%). Далее, сформированный в блоке 9 РАВ №4 подается в емкость 16.

Приготовление РАВ №5 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация ультра-сверхкритической воды (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 в импульсном режиме подается пероксид водорода (30-40%) и из емкости 14 насосом 15 в импульсном режиме подается ингибитор пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄). Далее, сформированный в блоке 9 РАВ №5 подается в емкость 16.

Приготовление РАВ №6 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация сверхкритической воды (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 в импульсном режиме подается пероксид водорода (30-40%) и из емкости 14 насосом 15 в импульсном режиме подается ингибитор пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄). Далее, сформированный в блоке 9 РАВ № 6 подается в емкость 16.

Приготовление РАВ №7 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация ультра-сверхкритической воды (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 в импульсном режиме подается пероксид водорода (30-40%) и из емкости 12 насосом 13 в импульсном режиме подается вода, насыщенная катализатором в форме ионов железа II (Fe₂+). Далее, сформированный в блоке 9 РАВ №7 подается в емкость 16.

Приготовление РАВ №8 осуществляют следующим образом: подготовленная вода из емкости 7 подается в генератор ультра-сверхкритической воды 8, в котором осуществляется генерация сверхкритической воды (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), и, которая далее подается в блок 9, в который одновременно из емкости 10 насосом 11 в импульсном режиме подается пероксид водорода (30-40%) и из емкости 12 насосом 13 в импульсном режиме подается вода, насыщенная катализатором в форме ионов железа II (Fe₂+). Далее, сформированный в блоке 9 РАВ №8 подается в емкость 16.

Из емкости 16 все сформированные РАВ в представленной последовательности далее подаются в НКТ с ТИП 18 и долее в пласт 20.

Каждый следующий используемый РАВ приготавливается и подается в емкость 16 в течение эксплуатации скважины с использованием предыдущего РАВ (естественно, за исключением РАВ №1 при первом его использовании).

Согласно заявленному способу, термохимическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют многократно, с использованием нескольких РАВ, которое образует единый цикл. Таких циклов может быть несколько.

Начальное термохимическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют использованием заранее приготовленного РАВ №1 (каждый используемый далее РАВ приготавливается заранее и хранится в емкости 16), который из емкости 16, насосом высокого давления по колонне НКТ с ТИП подается в околоскважинную зону продуктивного пласта (пластовая зона №1). Особенностью РАВ №1 является то, что вода при Т=650°С и Р=35 МПа имеет очень низкую плотность, которая составляет 94,645 кг/м³, а также низкую вязкость и, следовательно, обладает повышенной проникающей способностью.

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

После того, как внутрипластовое давление достигнет 45 МПа инжектирование РАВ №1 в околоскважинную зону пласта прекращают и начинают отбор высокотехнологичной нефти в режиме фонтанирования скважины.

В процессе отбора нефти контролируют внутрипластовое давление и, как только оно понизится до 32-33 МПа, прекращают отбор нефти и осуществляют следующее термохимическое воздействие на продуктивный пласт, для чего в околоскважинную зону пласта (пластовую зону №1) из емкости 16 инжектируют РАВ №7, состоящий из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂+; Fe₃+).

Использование РАВ №7 после РАВ №1 позволяет инициировать в зоне №1 пласта за счет наличия ионных катализаторов железа интенсифицированные внутрипластовые тепловые взрывы, в результате чего проницаемость пласта пластовой зоны №1 существенно возрастает за счет формирования при взрывах магистральных флюидопроводящих каналов относительно большой толщины (от 50 до 300 нм), что необходимо для эффективного инжектирования в пластовую зону №1 РАВ №2 для осуществления следующего термохимического воздействия. При поступлении в пластовую зону №1 РАВ №2, за счет сформированных в пластовой зоне №1 флюидопроводящих каналов, а также в силу своей высокой текучести и малой вязкости проникает за пределы пластовой зоны №1 и далее в пластовую зону №2, в которой он осуществляет, аналогично приведенному выше, продолжительную генерацию высокотехнологичной нефти. РАВ №2 является наиболее «экономичным» РАВ, и в заявленной группе изобретений он предпочтительно и обоснованно используется именно для продолжительного воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт.

Как только внутрипластовое давление достигает 45 МПа инжектирование в околоскважинную зону пласта РАВ №2 прекращается и начинается отбор высокотехнологичной нефти. В результате отбора высокотехнологичной нефти, который сопровождается некоторой компакцией пласта особенно пластовой зоны №1, проницаемость пласта пластовой зоны №1 постепенно уменьшается, равно, как и уменьшается внутрипластовое давление продуктивного пласта.

Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа отбор высокотехнологичной нефти прекращают и осуществляют следующее термохимическое действие на околоскважинную зону продуктивного пласта, для чего в нее инжектируют РАВ №8, состоящий из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной реактивом Фентона, который состоит из пероксида водорода и катализатора в форме ионов железа II или III (Fe₂+; Fe₃+).

РАВ №8 используют для восстановления проницаемости околоскважинной зоны пласта, которая уменьшилась в результате отбора высокотехнологичной нефти. Восстановление проницаемости пласта осуществляется за счет осуществления интенсифицированных тепловых взрывов в присутствии ионных катализаторов железа II или III.

Далее в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №5 или РАВ №6, первый из которых состоит из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода и ингибитором пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄), а второй - из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водород и ингибитором пероксида водорода (например, натрия фосфат - Na₃Po₄). РАВ №5 и РАВ №6 используются для осуществления задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов в пласте, в результате которых проницаемость пласта (пластовые зоны №1 и №2) увеличивается. Применение РАВ №5 или РАВ №6 зависит от природных фильтрационно-емкостных свойств пласта. РАВ №5 используется, предпочтительно, для воздействия на более отдаленные зоны пласта (пластовая зона №2), в то время как, РАВ №1, предпочтительно, используется для осуществления задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов в пластовой зоне №1 и частично в пластовой зоне №2.

Далее в околоскважинную зону (пласты пластовых зон №1 и №2) для осуществления термохимического воздействия, инжектируется РАВ №1 и/или РАВ №2 для продолжительной генерации высокотехнологичной нефти, из керогена, а также из углеводородов, поступающих в околоскважинную зону с периферии продуктивного пласта по образованным за счет реализации задержанных/отложенных во времени тепловых взрывов флюидопроводящим каналам. Как только внутрипластовое давление достигает 45 МПа, инжектирование РАВ №1 и/или РАВ №2 прекращают и начинают отбор высокотехнологичной нефти.

Как только внутрипластовое давление понижается до 32-33 МПа, отбор высокотехнологичной нефти прекращают и осуществляют следующее термохимическое воздействие, для чего в околоскважинную зону инжектируют РАВ №3 или РАВ №4, первый из которых состоит из воды, находящейся в ультра-сверхкритическом состоянии (Т выше 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода (Н₂О₂), а второй - из воды, находящейся в сверхкритическом состоянии (Т от 380 до 593°С при Р от 23 до 50 МПа), насыщенной пероксидом водорода (Н₂О₂).

Использование РАВ №3 или РАВ №4 зависит от природных фильтрационно-емкостных свойств пласта и применяется для осуществления стандартных тепловых взрывов, которые восстанавливают проницаемость пласта в околоскважинной зоне, которая ранее уже подвергалась термохимическому воздействию с использованием РАВ №1, 2, 5, 6, 7 и 8. РАВ №3 используют для осуществления стандартных тепловых взрывов, преимущественно, в пластовой зоне №2, а РАВ №4 используют, преимущественно, для осуществления стандартных тепловых взрывов в пластовой зоне №1.

Далее в околоскважинную зону пласта инжектируют РАВ №1 и/или РАВ №2 для осуществления продолжительного термохимического воздействия на пласт и генерации высокотехнологичной нефти, после чего приступают к ее отбору.

Далее циклическое термохимическое воздействие в приведенной выше последовательности с чередованием использования РАВ №1-8 и отбором высокотехнологичной нефти продолжается до формирования некоторого объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью и далее до момента полной отработки внутрипластовой реторты, - отбора из нее максимально возможного количества жидких (высокотехнологичная нефть) и газообразных углеводородов.

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

Одновременно компенсатор 19 обеспечивает герметичность и разобщение объема скважины, находящегося выше компенсатора 19 от объема скважины, находящегося ниже компенсатора 19. Для обеспечения герметичности на наружной поверхности компенсатора размещают уплотнители, изготовленные либо из супертонкого короткого базальтового волокна (БСТВ), диаметром 1-3 микрона, либо из микропористого материала МИКРОТЕРМ 1000-1200°С.

Алгоритм осуществления циклического термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащий пласт представлен в Таблице.

Новым, по сравнению с решением - наиболее близким аналогом, в

заявленной группе изобретений является то, что для достижения максимальной степени проницаемости в максимально возможно большем объеме некоторой части внутрипластовой реторты, использован широкий спектр технологических приемов, а именно, для:

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

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

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

(4) осуществления термохимического воздействия используются РАВ №1 и №2.

Использование РАВ №3 и №4; РАВ №7 и №8; РАВ №5 и №6 позволяет (а) максимально увеличить эффективный радиус скважины (до 3-х метров) - максимально проницаемый объем пласта, (б) максимально увеличить площадь контакта некоторого объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью с остальным объемом внутрипластовой реторты или с остальной частью нефтекерогеносодержащего пласта, в котором не осуществлялись тепловые взрывы любого типа, а также (в) максимально увеличить непосредственно сам объем внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью.

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

Так, например, при толщине пласта 30 метров площадь контакта с пластом наружной поверхности вертикальной скважины (без осуществления тепловых взрывов в пласте), имеющей диаметр 200 мм, оборудованной 8-ю субгоризонтальными радиальными скважинами длиной 100 метров и имеющих диаметр 50 мм, составляет 460 м².

При реализации технологии, раскрытой в решении - наиболее близком аналоге, площадь контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью (составляет 2603 м³) с остальным объемом внутрипластовой реторты составляет 16600 м², а при использовании заявленной группы изобретений площадь контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью (составляет 20852 м³) с остальным объемом внутрипластовой реторты составляет уже 49800 м².

По данным ПАО «НК «Роснефть» [4] при проведении МГРП на длинноствольной горизонтальной скважине компания АО «Самотлорнефтегаз» закачивала в трещины ГРП 70 тонн проппанта. При средней толщине трещины МГРП, равной 1,5 мм, суммарная площадь контакта трещины с нефтекерогеносодержащим пластом составляет примерно 42000 м², что, примерно, равно площади контакта наружной поверхности объема внутрипластовой реторты с максимальной проницаемостью с остальным объемом внутрипластовой реторты (49800 м²), с той лишь разницей, что дренируемый объем пласта из одной длинноствольной горизонтальной скважины равен, ориентировочно, 3 млн. м³, а объем внутрипластовой реторты вертикальной скважины заявленной группы изобретений составляет не более 1 млн. м³.

Заявленная группа изобретений обеспечивает повышение эффективности термохимического воздействия на нефтекерогеносодержащие пласты, что приводит к росту КИН и повышает надежность эксплуатируемого оборудования.

Источники информации:

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

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

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

[4] Развитие проведения МГРП на скважинах после бурения без привлечения бригады КРС. ПАО «НК «Роснефть». Кудря С.С. АО «Самотлорнефтегаз». Май 2015 г.