СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ
METHOD OF HEAVY OIL DEPOSIT DEVELOPMENT

Область техники
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть.
Уровень техники
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.
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.
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.
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.
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).
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.
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).
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.
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).
Недостатком способа является необходимость доставки жидкого топлива для нагрева теплоносителя и получения газа, необходимость компремирования продуктов сгорания углеводородов, что увеличивает затраты на реализацию способа.
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).
Известный способ ограничен только тепловым воздействием без контакта нефти с нагретым теплоносителем, что снижает возможности физико-химического воздействия.
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).
Недостаток способа - ограничение возможностей термобарического и крекирующего воздействия на нефть, что существенно снижает подвижность нефти и эффективность ее извлечения.
Раскрытие изобретения
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.
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.
В предпочтительном варианте:
- конверсию проводят при подводе нагретого водяного пара и тепловой энергии от стороннего энергоисточника, в котором сжигают ядерное и/или органическое топливо;
- в качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти;
- питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом, выделяемым из добываемого газа;
- температурный режим конверсии поддерживают изменением расхода и состава добываемого газа;
- закачку метансодержащего газа сопровождают или чередуют с закачкой растворителей, в виде оторочек или путем обогащения метансодержащего газа растворителем;
- закачку метансодержащего газа ведут периодически, подавая в промежутках в пласт воздух и/или жидкость гидроразрыва на основе воды, содержащей конденсат, выделяемый из добываемого газа.
Краткое описание чертежей
Признаки и сущность заявленного изобретения поясняются в последующем детальном описании, иллюстрируемом чертежом (фиг. 1), где показано следующее.
На фигуре 1 дана схема реализации способа разработки залежи тяжелой нефти, где:
1 - пласт;
2 - нагнетательные скважины;
3 - метансодержащий газ;
4 - добывающие скважины;
5 - добываемая нефть;
6 - сепаратор;
7 - добываемый газ;
8 - конденсат;
9 - продуктовая нефть;
10 - смеситель;
11 - газоводяная смесь;
12 - теплообменник;
13 - теплоноситель;
14 - энергоисточник;
15 - каталитический реактор;
16 - узел подвода закачного агента.
Осуществление изобретения и примеры реализации
Примером реализации изобретения служит способ разработки залежи тяжелой нефти, описанный ниже.
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.
Способ осуществляется следующим образом.
2
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 (CO). 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.
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.
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.
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.
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.
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.
Ниже приведены результаты расчета технологии получения метансодержащего газа 3 в соответствии с изложенным способом.
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.
В качестве добываемого газа используют попутный нефтяной газ, добываемый из залежи тяжелой нефти.
Питательную воду для получения водяного пара подают из резервуара, пополняемого конденсатом 8, выделяемым из добываемого газа.
Температурный режим конверсии в реакторе 15 поддерживают также изменением расхода и состава добываемого газа 7.
3
Расчет проведен для производительности технологии в 1000 м/ч метансодержащего газа 3.
ГАЗ НА ВХОДЕ 1-й ступени:
пар : газ
= 4.000
V сух газ
= 585.00 м<sup>3</sup>/ч
Р
= 30.00 ати
Т
= 450.00°C
ГАЗ НА ВЫХОДЕ 1-й ступени:
пар : газ
= 3.851383
V сух газ
= 604.98 м<sup>3</sup>/ч
Р
= 29.95 ати
Т
= 443.97°С
ГАЗ НА ВХОДЕ 2-й ступени:
пар : газ
= 3.851
V сух газ
= 604.98 м<sup>3</sup>/ч
Р
= 29.95 ати
Т
= 645.00°С
ГАЗ НА ВЫХОДЕ 2-й ступени:
пар : газ
= 2.606130
V сух газ
= 847.89 м<sup>3</sup>/ч
Р
= 29.88 ати
Т
= 558.15°С
ГАЗ НА ВХОДЕ 3-й ступени:
пар : газ
= 2.606
V сух газ
= 847.89 м<sup>3</sup>/ч
Р
= 29.88 ати
Т
= 645.00°С
ГАЗ НА ВЫХОДЕ 3-й ступени:
пар : газ
= 2.095394
V сух газ
= 1015.71 м<sup>3</sup>/ч
Р
= 29.81 ати
Т
= 583.65°С
3
3
3
3
3
3
Таким образом, как показали расчеты, из 585 м/ч добываемого газа 7 в указанном способе производят 3144 м/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 м/ч водяного пара, 473 м/ч метана, 428 м/ч водорода, 102 м/ч углекислого газа.
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.
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.
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].
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.
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.
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).
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.
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.
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.
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.
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%.
2
Поскольку CO удаляется из атмосферы в пласт 1, данная технология может рассматриваться как один из методов секвестра углекислоты и снижения так называемого парникового эффекта.
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.
В сочетании с заявленным способом могут также применяться различные технико-технологические средства реализации технологии:
- применение горизонтальных и горизонтально-разветвленных скважин;
- бурение боковых стволов;
- формирование разветвленных боковых дрен;
- применение гидроразрыва пласта различного дизайна, в том числе направленного;
- производство щелевой разгрузки призабойных зон;
- тепловое и термогазохимическое воздействие на призабойную зону;
- циклическое воздействие.
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.
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.