[2]Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.
[4]Из уровня техники известны способы увеличения нефтеотдачи при разработке залежей тяжелых нефтей и битумов за счет увеличения объема добычи за счет стабильного и непрерывного теплового воздействия, повышения КПД получения нагретого теплоносителя, повышения охвата выработкой запасов вязкой нефти или битума по площади и разрезу, а также за счет снижения попутно добываемой воды и доли конденсата в объеме отбираемой продукции.
[5]В частности, Республика Татарстан обладает значительными ресурсами сверхвязких нефтей (свыше 1,4 млрд т), большая часть которых связана с отложениями уфимского и казанского ярусов пермской системы. Выявлено около 450 залежей, основная часть которых залегает на глубине 50-250 м.
[6]Вовлечение в разработку ресурсов нетрадиционных скоплений углеводородов приобретает особую актуальность в связи с намечающимся исчерпанием более доступных традиционных ресурсов углеводородов. Основные ресурсы «сланцевой» нефти приурочены к баженовской свите Западной Сибири, доманиковой формации Волго-Уральской области и Тимано-Печорской провинции. Общие ресурсы «сланцевой» нефти, по оценкам специалистов ВНИГРИ, составляют 36 млрд т. Для баженовской свиты оценки легкой нефти, связанной с аномальными зонами, составляют от 5 до 15 млрд т, а суммарный ресурс «законсервированной» нетрадиционной нефти оценивается от 70 до 170 млрд т. Специалистами ИПНГ РАН открыта и интенсивно изучается «матричная» нефть, связанная с карбонатными комплексами пород на месторождениях Прикаспийской впадины. Нетрадиционные ресурсы нефти и газа требуют создания и использования новых технологий для своей разработки.
[7]Масштабное освоение неконвенциональных ресурсов в России и многих других странах сдерживается по разным причинам, в том числе из-за несовершенства созданных технологий и экологических ограничений, в частности, при использовании парогравитационной технологии требуется освоить управление процессом в режиме реального времени на основе анализа динамики распределения температуры вдоль ствола и минерализации попутной воды, обеспечивающее высокие дебиты в широком диапазоне неоднородности нефтенасыщенности пластов и оптимизацию паронефтяного отношения, что создаст условия для повышения тепловой эффективности применения энергоисточников. Использование ядерных энергоисточников позволит свести потребление углеводородов к минимуму, что дополнительно повысит эффективность технологии. При подходе к критическому состоянию воды (~370°C, 22 МПа) теплота парообразования будет стремиться к нулю, что не потребует никаких дополнительных энергетических затрат на испарение воды при любой скорости ее подачи в нефтяные пласты. Такие параметры могут обеспечить атомные высокотемпературные энергоисточники.
[8]Из уровня техники известен способ, согласно которому используют пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб, что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины (см. патент РФ №2379494 на изобретение, опубл. 20.01.2010).
[9]Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.
[10]Из уровня техники известен способ добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на залегающие нефтяные пласты при подаче в них рабочего вещества - воды. Через напорный трубопровод в нефтеносный слой подают под давлением, превышающем давление в нефтеносном слое, нагретую воду и через заборный трубопровод извлекают на поверхность нефть. При этом подачу воды в напорный трубопровод производят при давлении и температуре, которые исключают фазовый переход воды или водяной смеси из жидкости в пар в напорном трубопроводе, но достаточны для осуществления этого фазового перехода на выходе из этого трубопровода. Образовавшийся пар подают в нефтеносный слой. Повышается эффективность разработки высоковязких нефтяных слоев путем более интенсивного их разогрева за счет генерации водяного пара с последующим впрыском его непосредственно в области расположения нефтяных слоев (см. патент РФ №2375559 на изобретение, опубл. 10.12.2009).
[11]Известный способ ограничен геологическими условиями, при которых может реализоваться фазовый переход. Кроме того, возникают трудности при работе с нагретым теплоносителем сверхвысокого давления и его получением в устройствах нагрева.
[12]Из уровня техники известен способ, в котором осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в него теплоносителя и газа. Согласно изобретению в качестве газа используют смесь неконденсирующихся газов, образующихся в процессе сгорания жидкого топлива, при следующем соотношении компонентов, вес. %: азот 15,2-19,0, углекислый газ 4,8-6,0. Содержание газа в смеси с теплоносителем составляет 20-25 мас. %. Закачку смеси и пара по количеству закачиваемого пара осуществляют по эмпирической формуле. Изобретение позволяет обеспечить интенсификацию процесса добычи нефти, повысить эффективность их извлечения за счет сочетания теплового и физико-химического воздействия и снизить обводненность продукции (см. патент РФ №2223398 на изобретение, опубл. 07.05.2002).
[13]Недостатком способа является необходимость доставки жидкого топлива для нагрева теплоносителя и получения газа, необходимость компремирования продуктов сгорания углеводородов, что увеличивает затраты на реализацию способа.
[14]Частично эти недостатки решены в способе, включающем строительство верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретой сверхвязкой нефти, прогрев пласта закачкой теплоносителя в нагнетательную скважину, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта, отличающийся тем, что верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины выполняют двухустьевыми с горизонтальными участками, а фильтр горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины разделяют на две зоны прогрева, внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб. Изобретение позволяет обеспечить интенсификацию процесса добычи нефти, повысить эффективность их извлечения за счет теплового воздействия и снизить обводненность продукции (см. патент РФ №2527984 на изобретение, опубл. 10.09.2014).
[15]Известный способ ограничен только тепловым воздействием без контакта нефти с нагретым теплоносителем, что снижает возможности физико-химического воздействия.
[16]Более эффективен способ, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, отличающийся тем, что реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени Т1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т простаивают в течение времени (Т2-Т1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время Т принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа (см. патент РФ №2513963 на изобретение, опубл. 20.04.2014 - прототип).
[17]Недостаток способа - ограничение возможностей термобарического и крекирующего воздействия на нефть, что существенно снижает подвижность нефти и эффективность ее извлечения.
[18]Раскрытие изобретения
[19]Техническим результатом заявленного изобретения является снижение расхода энергоресурсов, уменьшение затрат на прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу, повышение коэффициента извлечения нефти.
[20]Технический результат достигается тем, что в способе разработки залежи тяжелой нефти, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего газа, в котором добываемый газ после сепарации обратно закачивают в пласт, перед закачкой добываемого газа в пласт проводят его каталитическую конверсию с получением нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород.
[21]В предпочтительном варианте:
[22]- конверсию проводят при подводе нагретого водяного пара и тепловой энергии от стороннего энергоисточника, в котором сжигают ядерное и/или органическое топливо;
[23]- в качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти;
[24]- питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом, выделяемым из добываемого газа;
[25]- температурный режим конверсии поддерживают изменением расхода и состава добываемого газа;
[26]- закачку метансодержащего газа сопровождают или чередуют с закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения метансодержащего газа растворителем;
[27]- закачку метансодержащего газа ведут периодически, подавая в промежутках в пласт воздух и/или жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат, выделяемый из добываемого газа.
[28]Краткое описание чертежей
[29]Признаки и сущность заявленного изобретения поясняются в последующем детальном описании, иллюстрируемом чертежом (фиг. 1), где показано следующее.
[30]На фигуре 1 дана схема реализации способа разработки залежи тяжелой нефти, где:
[32]2 - нагнетательные скважины;
[33]3 - метансодержащий газ;
[34]4 - добывающие скважины;
[35]5 - добываемая нефть;
[39]9 - продуктовая нефть;
[41]11 - газоводяная смесь;
[45]15 - каталитический реактор;
[46]16 - узел подвода закачного агента.
[47]Осуществление изобретения и примеры реализации
[48]Примером реализации изобретения служит способ разработки залежи тяжелой нефти, описанный ниже.
[49]В примере осуществления изобретения в качестве нагретого метансодержащего газа, содержащего водяной пар, диоксид углерода и водород, используют продукты каталитической конверсии добываемого газа, что позволяет охарактеризовать особенности реализации изобретения применительно к процессам разработки залежи тяжелой нефти.
[50]Способ осуществляется следующим образом.
[51]Проводят нагрев пласта 1 залежи тяжелой нефти путем закачки в него через нагнетательные скважины 2 метансодержащего газа 3, содержащего водяной пар, водород и диоксид углерода (CO2). Через добывающие скважины 4 из пласта 1 извлекают добываемую нефть 5, которую направляют в сепаратор 6, где от добываемой нефти 5 отделяют добываемый газ 7 и конденсат 8, после чего очищенную от воды и газа продуктовую нефть 9 направляют на отгрузку. Добываемый газ 7 и конденсат 8 подают в смеситель 10, из которого газоводяную смесь 11 направляют в теплообменник 12, где с помощью теплоносителя 13, нагреваемого в энергоисточнике 14, газоводяную смесь 11 нагревают до температуры 600-700°C, после чего подают в каталитический реактор 15, где проводят реакцию адиабатической конверсии добываемого газа 7 с получением нагретого метансодержащего газа 3, направляемого по нагнетательным скважинам 2 в пласт 1 залежи тяжелой нефти.
[52]Закачку метансодержащего газа 3 могут сопровождать или чередовать с закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения метансодержащего газа 3 растворителем с помощью узла подвода закачного агента 16.
[53]Закачку метансодержащего газа 3 могут вести периодически, подавая в промежутках в пласт 1 по нагнетательным скважинам 2 воздух и/или жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат 8, выделяемый из добываемого газа 7.
[54]Каталитический реактор 15 добываемого газа 7 может располагаться на значительном удалении и снабжать множество нагнетательных скважин 2. Вывод конденсата 8 из потока добываемой нефти 5 или из добываемого газа 7 в сепараторе 6 могут вести путем конденсации 8 или сорбции с последующим регенеративным нагревом с помощью нагретого метансодержащего газа 3.
[55]В случае сорбции может применяться технология короткоцикловой нагревной или безнагревной адсорбции на угольных или цеолитовых сорбентах. Предпочтительна нагревная адсорбция, позволяющая получать более высокое давление продукта (конденсат 8 с растворенной в нем углекислотой). Поскольку при десорбции конденсат 8 выходит из сорбента в виде пара, производят (как и в случае вывода конденсацией) конденсацию пара, например, за счет нагрева входного потока добываемого газа 7, который подают в смеситель 10, а затем на нагрев в теплообменник 12 и в каталитический реактор 15, заполненный катализатором, преимущественно на основе никеля.
[56]Добываемый газ 7, основным компонентом которого является метан, с давлением выше 2.0 МПа подают по трубопроводу в смеситель 10, в котором газ насыщают циркулирующим конденсатом 8, выделяемым из добываемого газа 7. Полученную газоводяную смесь 11 могут смешивать с перегретым паром, поддерживая в образующейся парогазовой смеси объемное содержание водяного пара в диапазоне, ориентировочно от 4 до 8 раз большем, чем объемное содержание метана, и направляют в теплообменник 12, в котором парогазовую смесь нагревают до температуры в диапазоне 600°C-700°C и направляют в каталитический реактор 15, заполненный насадкой катализатора. Каталитический реактор 15 может быть выполнен многоступенчатым, в каждом из которых реакция аналогична. В первой ступени каталитического реактора 15 проводят частичную конверсию высших гомологов метана (этан, пропан, бутан и др.) до объемной их доли не более 0.00001-0.00002% (по сухому газу), после чего поток с температурой около 400°C повторно направляют в теплообменник 12, в котором парогазовую смесь нагревают перед второй ступенью каталитического реактора 15. Выбор температуры нагрева определяется необходимостью избежать образования сажи в адиабатическом реакторе 15, что предопределяет предпочтительный уровень верхней возможной температуры 680°C. С другой стороны равновесная степень превращения метана ниже 620°C даже при относительно высоких соотношениях водяной пар/газ становится практически неприемлемой. После выхода из второй ступени каталитического реактора 15 поток с содержанием метана около 30% (по сухому газу) направляют в теплообменник 12, а затем с целью более глубокой конверсии метана - в третью ступень каталитического реактора 15, после чего поток направляют в пароперегреватель (на фигуре не показан), в котором перегревается поток водяного пара, производимый из питательной воды, после чего метансодержащий газ 3 направляется по нагнетательным скважинам 2 в пласт 1 залежи тяжелой нефти. В процессе поддерживают на выходе объемное содержание метана в потоке метансодержащего газа 3 в диапазоне 33-48%, водорода - 35-44% в расчете на сухой газ.
[57]Ниже приведены результаты расчета технологии получения метансодержащего газа 3 в соответствии с изложенным способом.
[58]Конверсию добываемого газа 7 проводят при подводе нагретого водяного пара и тепловой энергии от стороннего энергоисточника 14, в котором сжигают ядерное и/или органическое топливо.
[59]В качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти.
[60]Питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом 8, выделяемым из добываемого газа.
[61]Температурный режим конверсии в реакторе 15 поддерживают также изменением расхода и состава добываемого газа 7.
[62]Расчет проведен для производительности технологии в 1000 м3/ч метансодержащего газа 3.
[63]ГАЗ НА ВХОДЕ 1-й ступени:
[64]| пар : газ | = 4.000 |
| V сух газ | = 585.00 м3/ч |
| Р | = 30.00 ати |
| Т | = 450.00°C |
[65]
[66]ГАЗ НА ВЫХОДЕ 1-й ступени:
[67]| пар : газ | = 3.851383 |
| V сух газ | = 604.98 м3/ч |
| Р | = 29.95 ати |
| Т | = 443.97°С |
[68]
[69]ГАЗ НА ВХОДЕ 2-й ступени:
[70]| пар : газ | = 3.851 |
| V сух газ | = 604.98 м3/ч |
| Р | = 29.95 ати |
| Т | = 645.00°С |
[71]
[72]ГАЗ НА ВЫХОДЕ 2-й ступени:
[73]| пар : газ | = 2.606130 |
| V сух газ | = 847.89 м3/ч |
| Р | = 29.88 ати |
| Т | = 558.15°С |
[74]
[75]ГАЗ НА ВХОДЕ 3-й ступени:
[76]| пар : газ | = 2.606 |
| V сух газ | = 847.89 м3/ч |
| Р | = 29.88 ати |
| Т | = 645.00°С |
[77]
[78]ГАЗ НА ВЫХОДЕ 3-й ступени:
[79]| пар : газ | = 2.095394 |
| V сух газ | = 1015.71 м3/ч |
| Р | = 29.81 ати |
| Т | = 583.65°С |
[80]
[81]Таким образом, как показали расчеты, из 585 м3/ч добываемого газа 7 в указанном способе производят 3144 м3/ч метансодержащего газа 3, направляемого по нагнетательным скважинам 2 в пласт 1 залежи тяжелой нефти. При этом в составе метансодержащего газа 3 в пласт 1 подается 2128 м3/ч водяного пара, 473 м3/ч метана, 428 м3/ч водорода, 102 м3/ч углекислого газа.
[82]Во многих нефтедобывающих районах средняя температура воздуха лежит ниже 20°C в течение всего года и в зимний период достигает -40°C, что осложняет выполнение требований к применению жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) с температурой не менее 25°C и вызывает операционные проблемы. В то же время пластовая вода, добываемая с пластов, залегающих на глубине более 500-1000 метров и с температурой от 35°C до 50°C, доступна во многих месторождениях, в том числе Западной Сибири, и является источником для приготовления жидкостей гидроразрыва: для метода гидравлического разрыва пластов может применяться обработка с использованием маловязких жидкостей, например воды с незначительными количествами загустителя, при котором поверхностная вязкость при температуре окружающего воздуха составляет менее 10 сП.
[83]Согласно результатам экспериментальных исследований, для извлечения содержащейся в породе легкой нефти из пород баженовской свиты тепловое воздействие должно характеризоваться температурой до 300-350°C, в то время как для извлечения углеводородов из твердой фазы - керогена необходима более высокая температура, выше 400°C.
[84]При разработке залежей методом термогазового воздействия с увеличением водовоздушного отношения (ВВО) увеличивается величина тепловой оторочки и скорость ее перемещения при одновременном уменьшении среднего уровня температуры тепловой оторочки. Величина ВВО закачиваемой кислородсодержащей смеси и темп ее нагнетания регулируется на основе математического моделирования из условия необходимости прогрева максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры 250-300°C [см. Кокорев В.И. Технико-технологические основы инновационных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми и нетрадиционными запасами нефти. - Диссер. на соискание ученой степени док. техн. наук. - М., 2010].
[85]Применяя жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат 8, выделяемый из добываемого газа 7, можно получить раствор углекислого газа. Растворимость в воде газов различна и зависит от ряда факторов: температуры, давления, минерализации, присутствия в водном растворе других газов. С повышением температуры до 90°C растворимость газов в воде снижается, а затем возрастает. Так, в 1 л воды при температуре 20°C растворяется 665 мл углекислого газа, а при 0°C - в три раза больше, 1713 мл. Повышение давления влечет за собой увеличение растворимости газов. При давлении 2.5 МПа в 1 л воды растворяется углекислого газа 16,3 л, а при 5.3 МПа - 26,9 л. Увеличивая периодически температуру нагрева метансодержащего газа 16 за счет высокой концентрации углекислого газа в метансодержащем газе 16 можно получить эффект увеличения газовыделения непосредственно в пласте 1, что будет служить дополнительным фактором вытеснения нефти.
[86]Обеспечить воздействие на основные запасы углеводородов в керогенсодержащей матрице предлагают также и в считающемся сегодня наиболее перспективным для России термогазовом способе освоения ресурсов баженовской свиты.
[87]Согласно термогазовому способу в нагнетательные скважины закачивают воздух и воду. Вследствие высокой пластовой температуры в баженовской свите самоинициируется процесс горения. Газообразные продукты горения и горячая вода обеспечивают процесс смешивающегося вытеснения нефти, находящейся в жидкой фазе. Продвигающийся в пласте фронт горения ведет к прогреву до температуры 250-300°C керогенсодержащей матрицы и процессам пиролиза и крекинга керогена с извлечением нефти и газообразных углеводородов. Однако увеличение проницаемости матрицы сопровождается одновременным увеличением ее пористости, а фронт прогрева незначительно обгоняет фронт повышенного давления в дренируемом прослое от нагнетания воздуха и воды. Следовательно, термически "экстрагируемые" нефть и газ могут в значительной мере оставаться в керогенсодержащей матрице, не поступая в дренируемые прослои (см. патент РФ №2513963 на изобретение, опубл. 20.04.2014).
[88]В заявленном способе закачиваемый метансодержащий газ 3 с объемным содержанием метана в потоке метансодержащего газа 3 в диапазоне 33-48%, водорода - 35-44% в расчете на сухой газ будет поступать за счет фильтрационных и диффузионных процессов в керогенсодержащую матрицу, взаимодействовать со связанными углеводородами, приводя к их набуханию и "выдавливанию" из матрицы в дренируемые прослои, при режиме смешивающегося вытеснения вследствие высоких термобарических условий в баженовской свите. Более того, нефтяной пласт 1, таким образом, за счет высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3 и высокой температуры подвергают мягкому некаталитическому (например, термическому и/или термомеханическому) крекингу или висбрекингу.
[89]Меркаптаны, сульфиды и дисульфиды за счет высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3 легко гидрируются в сравнительно мягких условиях. В циклических сероорганических соединениях под воздействием водорода происходит насыщение с последующим разрывом кольца и образованием соответствующего парафинового или алкилароматического углеводорода.
[90]Кислородсодержащие органические соединения обычно легко вступают в реакции гидрирования с образованием соответствующих углеводородов и воды. В сложных смолистых и асфальтеновых веществах нефти и нефтяных остатков содержится много кислорода и поэтому превращение их в углеводородные продукты протекает значительно труднее. Из кислородсодержащих соединений наибольшее значение имеют смолы и асфальтены, которые при гидрогенизации превращаются в более низкомолекулярные углеводороды и воду. Кроме этих соединений в разном сырье могут присутствовать фенолы и нафтеновые кислоты, при гидрогенизации которых за счет высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3 образуются соответствующие углеводороды и вода.
[91]Деструктивная гидрогенизация - одно- или многоступенчатый каталитический процесс присоединения водорода под давлением, сопровождающийся расщеплением высокомолекулярных компонентов сырья и образованием низкомолекулярных углеводородов. Недеструктивная гидрогенизация - одноступенчатый каталитический процесс, которому могут подвергаться все виды дистиллятного сырья. В результате они, не подвергаясь расщеплению, улучшают свои свойства: в основном освобождаются от непредельных углеводородов. Происходит это за счет высокой температуры (выше 400°C) при высокой концентрации водорода в метансодержащем газе 3.
[92]Это позволяет сократить потребность в воздухе при разработке залежей методом термогазового воздействия и снизить себестоимость добычи нефти, так как доля расходов на закачку воздуха в сумме общих затрат на добычу нефти достигает 30-40%.
[93]Поскольку CO2 удаляется из атмосферы в пласт 1, данная технология может рассматриваться как один из методов секвестра углекислоты и снижения так называемого парникового эффекта.
[94]Применение согласно предложенной технологии совместной закачки в пласт 1 метансодержащего газа 3 с высоким содержанием пара и углеводородного растворителя, как показали результаты исследований, создает данной композиции высокую растворяющую способность по отношению к тяжелым нефтям, способность снижать межфазное натяжение на границе раздела "тяжелая нефть-вода", низкую коррозионную активность по отношению к нефтяному оборудованию, отсутствие осаждаемости асфальто-смолистых веществ тяжелых нефтей в данном растворителе, способность снижать устойчивость водонефтяных эмульсий. При этом накопленное паронефтяное отношение уменьшается в 1,3 раза.
[95]В сочетании с заявленным способом могут также применяться различные технико-технологические средства реализации технологии:
[96]- применение горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин;
[97]- бурение боковых стволов;
[98]- формирование разветвленных боковых дрен;
[99]- применение гидроразрыва пласта различного дизайна, в том числе направленного;
[100]- производство щелевой разгрузки призабойных зон;
[101]- тепловое и термогазохимическое воздействие на призабойную зону;
[102]- циклическое воздействие.
[103]Раздача метансодержащего газа 3 по трубопроводам хорошо освоена в химической промышленности и позволяет увеличить мощность энергоисточника, например ядерного реактора при использовании его в тепловых методах повышения нефтеотдачи, что дополнительно улучшит экономичность технологии.
[104]Таким образом, указанный способ позволит создать условия эффективного повышения коэффициента использования энергоресурсов с возможностью поддерживать высокое пластовое давление в продуктивных пластах вязкой нефти за счет закачки метансодержащего газа 3, вытесняющего нефть, снизить расход энергоресурсов, уменьшить затраты на его прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу, улучшить экономические показатели добычи вязкой нефти.
