Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, битумов, нефти и керогенов из песчаных и глинистых пород нефтекерогеносодержащих месторождений. Также возможна добыча нефти и газа на морских месторождениях и в условиях вечной мерзлоты и для добычи газогидратов.
Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два — пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.
Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два — пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.
Другим, не менее значимым вызовом для российской нефтедобывающей индустрии является организация промышленной добычи нефти из Баженовской свиты. Баженовская свита представлена нефтематеринской породой, в которой еще не завершены процессы преобразования керогена в углеводороды. Высоконефтенасыщенные глинистые отложения Баженовской свиты имеют практически повсеместное распространение в пределах Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн квадратных километров. Суммарные геологические запасы нефти в них оцениваются в размере от 0,8 до 2,1 триллионов тонн, а потенциал прироста извлекаемых запасов нефти оценивается в размере не менее 30-40 млрд тонн. Глубина залегания породы Баженовской свиты — 2500-3000 метров. Толщина пласта — 10-40 метров. Температура пласта — 80-130 градуса по Цельсию. В связи с тем, что порода Баженовской свиты имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, коэффициент извлечения нефти из пласта Баженовской свиты при его разработке традиционными способами не превышает 3-5 процентов.
Наиболее распространенными способами повышения добычи высоковязкой и тяжелой нефти являются термические паро- и парогазовые технологии.
При термической обработке нефтесодержащего пласта паром происходит снижение вязкости нефти под воздействием тепла, термическое расширение нефти, актуализация газонапорного режима, рост подвижностей и фазовых проницаемостей нефти и воды, а также внутрипластовая дистилляция остаточной нефти паром.
По сравнению с простой термической паровой технологией, термическая парогазовая технология представляется более эффективной, так как присутствие в парогазовой смеси, в основном, топочных газов и, в частности, углекислого газа оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, увеличивает проницаемость коллектора, предупреждает разбухание глин, дополнительно снижает вязкость нефти, а также понижает водонефтяной и паронефтяной факторы.
Применение термической парогазовой технологии предполагает использование наземных комплексов генерирования парогазовой смеси или забойных генераторов парогазовой смеси.
Известный парогазогенератор способен генерировать от 1 до 4 тонн парогазовой смеси в час. Максимальная температура генерируемой известным устройством парогазовой смеси (рабочий агент) — 350°С. Максимально развиваемое известным устройством давление на забое — не более 20 МПа. Известное устройство использует монотопливо, являющееся раствором аммиачной селитры с добавлением водородосодержащих компонентов. Для сжигания монотоплива используется процесс термолиза — сжигание монотоплива при высокой температуре без участия катализатора. Для инициации процесса термолиза в камере сгорания известного устройства требуется обязательный предварительный прогрев монотоплива в течение 5-6 минут до температуры 350°С в форкамере известного устройства.
Недостатками известного забойного парогазогенератора, разработанного ОАО «РИТЭК», являются:
— относительно низкая температура генерируемой парогазовой смеси, достаточная для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой и тяжелой нефти, но недостаточная для поддержания эффективного протекания процессов внутрипластового термического крекинга и внутрипластового пиролиза для извлечения нефти из керогеносодержащих пород, например, Баженовской свиты;
— относительно низкое давление парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, достаточное для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой или тяжелой нефти, залегающей, в основном, на глубинах от 1000 до 1500 метров, но недостаточное для извлечения нефти из керогеносодержащих пород Баженовской свиты, пласты которой характеризуются аномально высоким пластовым давлением до 40-45 МПа;
— относительно невысокая производительность известного устройства по сравнению с наземными парогазогенерирующими установками и проблематичность увеличения производительности известного устройства в силу невозможности увеличения габаритных размеров самого известного устройства на забое, объема камеры сжигания известного устройства и того, что сжигание топливной смеси в камере сжигания известного устройства происходит с образованием открытого пламени. Производительность известного устройства детерминирована, главным образом, объемом камеры сжигания известного устройства и количеством подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства. В случае увеличения количества подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства стабильность процесса факельного сжигания топливной смеси понизится вплоть до прекращения процесса факельного сжигания топлива;
— использование известным устройством только специального монотоплива (жидкая топливная смесь) и невозможность использования других жидких топливных смесей или газообразных топливных смесей на основе метана;
— необходимость обязательного предварительного нагрева монотоплива до температуры 350°С перед его подачей в камеру сгорания известного устройства;
— невозможность обогащения парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, дополнительными компонентами, например, азотом, углекислым газом, водородом и другими газами, — генерирование известным устройством парогазовой смеси с неизменным содержанием в парогазовой смеси только воды и топочных газов, образующихся в результате сжигания монотоплива;
— в составе парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, присутствует сажа, которая образуется при факельном сжигании монотоплива и присутствие которой является нежелательным при парогазовой обработке нефтесодержащих и керогеносодержащих пластов.
Несмотря на все свои преимущества как специфических устройств, относящихся к теплоэнергетике и предназначенных для генерации тепла, известные каталитические теплогенераторы не могут быть непосредственно использованы для генерации парогазовой или парогазокаталитической смеси на забое скважины по следующим основным причинам:
— габаритные размеры и конструктивные особенности известных устройств не позволяют использовать их на забое скважины;
— конструкции каталитических реакторов известных устройств не предназначены для генерирования парогазовой смеси непосредственно в каталитических реакторах устройств и при непосредственном контакте катализатора с топливной смесью. Съем генерируемого в результате реакции каталитического окисления топлива тепла в известных устройствах происходит за счет использования разного рода теплообменных поверхностей или теплообменников, помещенных в каталитические реакторы известных устройств;
— конструкции известных устройств не предусматривают возможность дополнительного обогащения продуктов каталитического беспламенного сжигания топлива или топливных смесей водой, газами и наноразмерными частицами катализатора;
— конструкции каталитических реакторов известных устройств и типы катализаторов, используемых в каталитических реакторах известных устройств, предполагают минимизацию выбросов углекислого газа и окислов азота, в то время как процесс каталитического беспламенного сжигания жидких или газообразных топливных смесей в заявляемом забойном каталитическом генераторе парогазокаталитической смеси предполагает, напротив, их максимизацию в составе продуктов каталитического сжигания.
Устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта содержит нагнетательную скважину 1, в которой установлена обсадная колонна 2, имеющая вертикальный и горизонтальный участки 3 и 4, соответственно. На всем горизонтальном участке 4 выполнена перфорация 5. В горизонтальном участке 4 обсадной колонны 2 установлено оптическое устройство 6. В верхней части обсадной колонны 2 в устье т. е. выше поверхности 7 породы 8 выполнен коллектор 9. Горизонтальный участок 5 выполнен в пределах продуктивного нефтесодержащего пласта 10.
Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 7 (фиг. 1): бак воды 11, трубопровод воды 12, клапан 13, насос воды 14 с приводом 15. Подача тепла к оптическому устройству 6 осуществляется блока накачки 16, который оптическим волокном 17, намотанным а катушку 18 соединен с одной стороны с блоком накачки 16, а с другой – с оптическим устройством 6. Оптическое волокно 17 должно быть гибким и иметь диаметр на 5…10 мм меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 2. При этом имея большое поперечное сечение оптическое волокно 17 может передать в десятки раз больше энергии, чем другими известными средствами.

К блоку накачки 16 проводами присоединен источник электропитания 19.
Нефть добывают из добывающей скважины 20 при помощи эксплуатационной колонны 21 на устье которой находится коллектор 22, к которому трубопроводом 23 присоединен вход насоса 24. Выход из насоса 24 через устройство очистки 25 соединен с нефтепроводом 26.
На фиг. 2 приведено аналогичное устройство с использование двух нагнетательных скважин 1, а на фиг. 3 с применением трех и более нагнетательных скважин 1.

Возможно использование одного блока накачки 16 дл обеспечения энергией для прогрева нефтеносного пласта 10 на все нагнетательные скважины 1 или на каждую нагнетательную скважину 1 может быть установлен свой блок накачки 16 (фиг. 3).

РАБОТА УСТРОЙСТВА
При работе в бак воды 11 заправляют воду из водоема или водопровода.
После этого запускают блок накачки 16 подаче на него электрической энергии с блока электрического питания 18.
Если применена система охлаждения то открывают клапан 13 и вода подается из бака воды 11 по трубопроводу 12 через насос 14 и клапан 13 в коллектор 9 обсадной колонны 1, охлаждая оптическое волокно 17 и оптическое устройство 6 от подогрева со стороны обсадной колонны 2.
Лазерный поток не подогревает само оптическое волокно 17 и мощность, передаваемая по нему не теряется и передается в забой нагнетательной скважины 1 полностью.
Из блока накачки 16 поток энергии в виде лазерного излучения по оптическому волокну 17 подается к оптическому устройству 6 и выходит в забой нагнетательной скважины 1, прогревая породу 8 только в районе продуктивного нефтесодержащего пласта 10. В итоге происходит подогрев породы 8 в продуктивном нефтесодержащем пласте 10: подогрев вязкой нефти и испарение легких фракций нефти.
Большая мощность устройства и практически его 100 процентный КПД позволит быстрее прогреть продуктивный нефтесодержащий пласт 10.
Нефть добывают из добывающей скважины 20 эксплуатационной колонны 21 при помощи насоса 24. Нефть после очистки и сепарации в устройстве очистки 25 передается в нефтепровод 26 и далее к потребителю.
Применение изобретения позволило:
Применение группы изобретений позволило:
1. Подвести максимально возможное количество энергии в нагревательную скважину, при этом полностью исключить потери энергии за счет теплообмена в вертикальной участке обсадной колонны.
2. Упростить схему обвязки нагнетательной скважины энергетическим оборудованием.
3. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 75% . Таким образом, оптимально значение соотношения компонентов топлива и водотопливное соотношение позволило получить большую нефтеотдачу по сравнению с прототипом. Способ позволяет добывать трудноизвлекаемые нефтепродукты: битумы, сланцевую нефть и керогеносодержащие нефти за счет подогрева нефтеносного пласта до относительно высоких температур.
4. Уменьшить время прогрева продуктивного нефтесодержащего пласта до 250 0С в 20…30 раз по сравнению с прототипом.

Автор статьи: Патентный поверенный РФ Болотин Николай Борисович