Способ обработки призабойной зоны скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления работы нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки околоскважинного пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений различного рода. В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы-НКТ с закрепленной на шпильках на ее нижнем конце неуправляемой клапан-пробкой - НКП, заливку по мере спуска катализатора, перекиси водорода, ацетатных буферов с разделением их друг от друга НКП, воды, создание противодавления заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, создание давления в НКТ, после скачка которого осуществляют технологическую выдержку и снимают противодавление, а по НКТ нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, в качестве катализатора используют 5%-ный водный раствор сульфата меди и суспензию ферроплатины в бензине или керосине или 5%-ный водный раствор марганца и суспензию купроплатины в бензине или керосине, заливаемые в НКТ друг за другом - сначала указанный раствор сульфата меди, затем указанную суспензию ферроплатины или сначала указанный раствор марганца, затем указанную суспензию купроплатины, перекись водорода используют стабилизированную хозяйственным мылом или крахмалом, после нее перед заливкой воды осуществляют заливку дополнительно реагента 5%-ного водного раствора гидрохинона, отделяя указанную перекись водорода от указанных суспензии и раствора гидрохинона НКП и ацетатными буферами. Технический результат-повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины - ПЗС, эффективности использования выделяющейся энергии, снижение затрат на обработку ПЗС. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления работы нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки околоскважинного пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений различного рода.

Известен способ тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода (Бейлес Дж.X., Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода, "Нефтегазовые технологии", №5-6, 1998). Способ предусматривает закачку в пласт перекиси водорода в объеме приблизительно 1564 л на один метр мощности отрабатываемого пласта, технологическую выдержку для распада 40%-й перекиси водорода около 25 суток и последующий пуск скважины в эксплуатацию. Также в способе рассмотрены варианты использования 30% и 50% концентрации перекиси водорода. Недостатком данного способа является длительный период технологической выдержки и остановки нефтедобывающей скважины, а также низкая эффективность обработки призабойной зоны скважины, связанная с неглубоким проникновением реагентов в призабойную зону скважины.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, принятый за прототип (патент РФ №2279538, E21B 43/25, 10.07.2006, бюл. №19). Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы и тепловыделяющего вещества, создание давления, технологическую выдержку скважины и депрессионное воздействие на разогретую обрабатываемую зону, согласно изобретению закрепляют на шпильках на нижнем конце насосно-компрессорной трубы неуправляемую клапан-пробку, которая образует с внутренним пространством насосно-компрессорной трубы емкость, причем по мере спуска в насосно-компрессорную трубу заливают перекись водорода, после чего подают нейтральный к перекиси водорода ацетатный буфер, который отделяют от нее второй неуправляемой клапан-пробкой, затем подают 5-й раствор марганца и воду, при этом плотность ацетатного буфера принимают больше плотности раствора марганца, а плотность раствора марганца выбирают больше плотности воды, после спуска насосно-компрессорной трубы в обрабатываемом интервале скважины создают противодавление заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, затем создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, причем после технологической выдержки снимают противодавление и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону пласта путем ее промывки аэрированным ацетатным буфером. Недостатком данного способа является недостаточная эффективность обработки призабойной зоны скважины, связанная с неглубоким проникновением реагентов в нее.

Техническим результатом способа является повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины за счет более глубокого проникновения реагентов в призабойную зону скважины.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы с закрепленной на шпильках на ее нижнем конце неуправляемой клапан-пробкой, заливку по мере спуска катализатора, перекиси водорода, ацетатных буферов с разделением их друг от друга неуправляемыми клапан-пробками, воды, создание противодавления заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, создают давление в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого осуществляют технологическую выдержку и снимают противодавление, а по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, согласно изобретению в качестве катализатора используют 5%-ный водный раствор сульфата меди и суспензию ферроплатины в бензине или керосине или 5%-ный водный раствор марганца и суспензию купроплатины в бензине или керосине, заливаемые в насосно-компрессорную трубу друг за другом - сначала указанный раствор сульфата меди, затем указанную суспензию ферроплатины или сначала указанный раствор марганца, затем указанную суспензию купроплатины, перекись водорода используют стабилизированную хозяйственным мылом или крахмалом, после нее перед заливкой воды осуществляют заливку дополнительно реагента 5%-ного водного раствора гидрохинона, отделяя указанную перекись водорода от указанных суспензии и раствора гидрохинона неуправляемыми клапан-пробками и ацетатными буферами.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины за счет более глубокого проникновения реагентов в нее.

Способ обработки призабойной зоны скважины поясняется чертежом, где:

1 - насосно-компрессорные трубы;

2 - обсадная труба;

3 - неуправляемый клапан-пробка, закрепленный шпильками на нижнем конце насосно-компрессорных труб 1;

4 - обрабатываемый интервал скважины;

5 - скважинный фильтр;

6 - перекись водорода;

7 - второй неуправляемый клапан-пробка;

8 - ацетатный буфер;

9 - 5%-й водный раствор гидрохинона;

10 - вода;

11 - аварийный клапан;

12 - контрольный клапан;

13 - манометр;

14 - насос;

15 -резервуар;

16 - катализатор, суспензия ферроплатины в бензине или, соответственно суспензия купроплатины в бензине или керосине;

17 - 3-я неуправляемая клапан-пробка;

18 - катализатор 5%-ный раствор сульфата меди или 5%-ный раствор марганца.

Платина самородная (п.с.), группа платиновых минералов, являющихся неупорядоченными природными твердыми растворами Fe, Cu, Ni, lr, Rh, Pd, Sn, Os, Ru, Au, Ag, Bi, Pb в платине. Обычно содержат 2-3 основных (минералообразующих) металла и различное количество металлов-примесей. Их главный элемент - платина; в кристаллической структуре П.с. она является металлом-растворителем, ее структура наследуется минералами П.с. Атомы второстепенных минералообразующих и примесных элементов статистически распределяются в унаследованной структуре платины, как бы растворяясь в ней. Подобными кристаллическими структурами обладают следующие минералы П.с.: твердые растворы Fe в Pt - поликсен (2,5-11,9 весового % Fe) и ферроплатина (12,0-28,1% Fe); lr в Pt - иридистая платина (10,4- 37,5% lr); Pd в Pt - палладистая платина (19,4-40,0% Pd); Sn и Pd в Pt - палладистая станноплатина (16- 23% Sn и 17,2-20,9% Pd). Содержание примесей в минералах П. с. достигает: в поликсене - 8,8% lr, 6,8% Rh, 6% Pd, 3,3% Си и 2,3% Ru; в ферроплатине - до 14,3% Ni, 14% Cu, 12,9% Pd, 7,5% lr, 5,8% Rh и 3% Bi; в иридистой платине - до 11% Os, 4% Pd и 2,5% Ru; в палладистой платине - до 3% Au; в палладистой станноплатине - до 2,5% Bi. Поликсен и ферроплатина с содержанием Rh свыше 4% называется родистой платиной, ферроплатина с содержанием свыше 7% Cu - медистой ферроплатиной или купроплатиной; ферроплатину, в которой более 3% Ni, называют иногда никелистой платиной. Ферроплатина и поликсен являются наиболее распространенными минералами П.с. Преобладающая часть выделений ферроплатины и поликсена и плотность от 13100 до 21500 кг/м³, наименьшая - у ферроплатины (13100-16000 кг/м³) и палладистой станноплатины, самая большая - у чистой природной платины. Самородная платина является катализатором реакции гидрохинона и перекиси водорода. Наиболее эффективными по ряду показателей (например, по наименьшей плотности) являются ферроплатина, купроплатина и палладистая станноплатина. Для осуществления операций способа самородную платину измельчают до размера менее минимального диаметра пор (ориентировочно 60-70 меш) обрабатываемого интервала 4 для обеспечения беспрепятственного, глубокого и равномерного проникновения реагентов в него. Затем измельченную самородную платину добавляют в керосин или дизельное топливо в необходимом количестве (около 2-5 об.%), зависящем от объема обрабатываемого интервала 4 и его теплофизических свойств, после чего создают суспензию ферроплатины или купроплатины при помощи, например, ультразвука, после чего подают в скважину. Керосин и дизельное топливо обладают необходимыми свойствами для приготовления достаточно устойчивой суспензии ферроплатины или купроплатины. Объем закачки керосина или дизельного топлива принимают из условия обеспечения глубокого проникновения суспензии самородной платины в обрабатываемый интервал 4.

В качестве основного реагента используют 5%-ный водный раствор гидрохинона. Гидрохинон (пара-дигидросибензол) имеет химическую формулу С₆Н₄(ОН)₂. Это светлосерые кристаллы, хорошо растворимые в воде. Гидрохинон используют как промежуточный продукт в производстве красителей, проявляющее вещество в фотографии, антиоксидант, ингибитор полимеризации. При взаимодействии гидрохинона с перекисью водорода в присутствии самородной платины будет происходить реакция с выделением тепла. Для обеспечения достаточно эффективной реакции следует использовать 5%-ный раствор гидрохинона (большая или меньшая концентрация не приведет к необходимому эффекту). Объем закачки 5%-го раствора гидрохинона принимают исходя из пористости обрабатываемого интервала 4 с условием обеспечения более полного охвата зон остаточной нефтенасыщенности.

Меди сульфат (сернокислая медь), CuSO₄, бесцветные кристаллы растворяются в воде. Из водных растворов кристаллизуется CuSO₄×5H₂O - медный купорос (ярко-синего цвета), который применяется в сельском хозяйстве (для борьбы с вредителями и для протравливания зерна) и при получении минеральных красок. 5%-ный водный раствор сульфата меди используют совместно с суспензией ферроплатины, в качестве катализатора, способствующего повышению температуры реакции. Объем закачки принимают по требуемой температуре реакции.

В качестве дополнительного катализатора можно использовать 5%-ный водный раствор марганца, позволяющий повысить теплоту разложения раствора в нефтяном пласте. Раствор марганца предполагается использовать совместно с купроплатиной.

Способ обработки призабойной зоны скважины осуществляют следующим образом. По обсадной трубе 2 в обрабатываемый интервал 4 скважины спускают насосно-компрессорные трубы 1 с закрепленным на ее нижнем конце шпильками неуправляемым клапаном-пробкой 1, герметизирующим ее. По мере спуска насосно-компрессорной трубы 1 в нее заливают заданный объем катализаторов 16 и 18, для чего применяют 5%-ный водный раствор сульфата меди и суспензию ферроплатины в бензине или керосине или 5%-ный водный раствор марганца и суспензию купроплатины в бензине или керосине, заливаемые в насосно-компрессорную трубу друг за другом. Затем заливают ацетатный буфер 8 и устанавливают второй неуправляемый клапан-пробку 7 и подают перекись водорода 6. После подачи перекиси водорода 6 устанавливают неуправляемую клапан-пробку 17 и заливают ацетатный буфер 8. Затем заливают 5%-й водный раствор гидрохинона и воду. После спуска насосно-компрессорной трубы 1 в обрабатываемый интервал скважины 4 создают противодавление заполнением водой 10 зазора между насосно-компрессорной 1 и обсадной 2 трубами. Затем создают давление на внутреннюю емкость насосно-компрессорной трубы 1 с помощью насоса 14. После скачка давления, вызванного срезом шпилек неуправляемого клапана-пробки 3, фиксируемого манометром 13 по насосно-компрессорной трубе 1 нагнетают воду 10 в обрабатываемый интервал 4 скважины, в объеме, принимаемом исходя из необходимой глубины обработки обрабатываемого интервала 4 скважины. После технологической выдержки противодавление с зазора между насосно-компрессорной 1 и обсадной 2 трубами снимают и осуществляют депрессионное воздействие на призабойную зону скважины путем ее промывки буровым раствором, собираемым на поверхности в резервуар 15. В качестве буферной жидкости 8, нейтральной к перекиси водорода, используют ацетатный буфер, имеющий химическую формулу вида СН₃СООН+СН₃COONa (5%-ный раствор), что позволит повысить безопасность процесса и снизить себестоимость добычи нефти. Для предотвращения возникновения критических давлений при осуществлении технологических операций способа устанавливают аварийный клапан 11 и контрольный клапан 12.

Закачка в заданном объеме перекиси водорода 6 непосредственно по насосно-компрессорной трубе 1 может привести к преждевременному разложению перекиси водорода 6 непосредственно в трубе 1, поскольку происходит взаимодействие со скважинным флюидом, содержащим углеводороды и пластовую воду. Кроме этого перекись водорода 6 контактирует непосредственно со стенками насосно-компрессорной трубы 1, а оксиды железа являются катализаторами реакции разложения. Поэтому предлагается поместить заданный объем перекиси водорода в емкость, образованную внутренним пространством насосно-компрессорной трубы 1 и клапанами-пробками 7 и 17, размещенными в насосно-компрессорной трубе 1. Клапаны-пробки 7 и 17 выполнены, например, из эластичного или хрупкого материала. Для исключения возникновения реакции перекись водорода стабилизируют хозяйственным мылом или крахмалом и дополнительно отделяют с обеих сторон, помимо клапанов-пробок 7 и 17 ацетатными буферами 8. При установке нижнего конца насосно-компрессорных труб 1 с реагентами в обрабатываемом интервале 4 скважины затрубное пространство (между обсадной 2 и насосно-компрессорной 1 трубами) заполняют водой 10 и перекрывают (герметизируют) устье скважины для создания противодавления гидростатическим давлением, обеспечивая эффективное проникновение реагентов в призабойную зону скважины. Во время реакции с 5%-ного водного раствора гидрохинона в присутствии 5%-ного водного раствор сульфата меди и суспензии ферроплатины в бензине или керосине или 5%-ного водного раствора марганца и суспензии купроплатины в бензине или керосине, заливаемых в насосно-компрессорную трубу друг за другом, при разложении перекиси водорода 6 выделяются различные продукты распада с выделением температуры, способствующие повышению подвижности нефти и значительно снижающие ее вязкость. Во время реакции давление на устье скважины растет. По мере начала его падения на устье скважины открывают затрубное пространство. Для создания депрессионного воздействия на призабойную зону пласта и удаления кольматантов, расплавленных парафинов, а также асфальто-смолистых отложений в насосно-компрессорной трубе 1, подают аэрированный буровой раствор для создания циркуляции и очистки призабойной зоны пласта аналогично процессу освоения скважины. После этого скважину вводят в эксплуатацию.

Применение предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины обеспечивает следующие преимущества:

- повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины;

- повышение эффективности использования выделяющейся энергии;

- снижение затрат на обработку призабойной зоны скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск в обрабатываемый интервал скважины по обсадной трубе насосно-компрессорной трубы с закрепленной на шпильках на ее нижнем конце неуправляемой клапаном-пробкой, заливку по мере спуска катализатора, перекиси водорода, ацетатных буферов с разделением их друг от друга неуправляемыми клапанами-пробками, воды, создание противодавления заполнением водой зазора между насосно-компрессорной и обсадной трубами, создание давления в насосно-компрессорной трубе, после скачка которого осуществляют технологическую выдержку и снимают противодавление, а по насосно-компрессорной трубе нагнетают воду в обрабатываемый интервал скважины, отличающийся тем, что в качестве катализатора используют 5%-ный водный раствор сульфата меди и суспензию ферроплатины в бензине или керосине или 5%-ный водный раствор марганца и суспензию купроплатины в бензине или керосине, заливаемые в насосно-компрессорную трубу друг за другом - сначала указанный раствор сульфата меди, затем указанную суспензию ферроплатины или сначала указанный раствор марганца, затем указанную суспензию купроплатины, перекись водорода используют стабилизированную хозяйственным мылом или крахмалом, после нее перед заливкой воды осуществляют заливку дополнительно реагента - 5%-ного водного раствора гидрохинона, отделяя указанную перекись водорода от указанных суспензии и раствора гидрохинона неуправляемыми клапанами-пробками и ацетатными буферами.