Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта



Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта
Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта

Владельцы патента RU 2525386:

Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта получают последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции. Горюче-окислительный бинарный состав стабильный БСС содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, эмульгатор 0,1-2, нефть 10-25, воду остальное. Инициатор реакции для БСС представляет собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты. Горюче-окислительный бинарный состав вязкий БСВ содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, загуститель 0,1-0,5, воду остальное. Инициатор реакции для БСВ представляет собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин включает закачку в пласт ГОС, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам термогазохимической обработки призабойной и удаленной зоны карбонатных и терригенных коллекторов скважин.

Изобретение может быть использовано в условиях нормальных и низких пластовых давлений для повышения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта и увеличения производительности скважины при добыче нефти, газа и газового конденсата. Прежде всего, изобретение направлено на расширение и углубление естественных и образования вновь создаваемых искусственных трещин, с последующим воздействием термогазохимическим бинарным составом стабильным (БСС) и бинарным составом вязким (БСВ) на продуктивный пласт.

Известен способ термогазохимического воздействия на призабойную зону пласта (ТГХВ), при котором под давлением газов, образовавшихся при сгорании на забое скважины порохового заряда, происходит разрыв пласта (И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Москва 2007 г.» УДК 622.276.5 стр.258). В данном способе пороховой заряд ограниченной мощности доставляется на забой скважины каротажным кабелем.

При сгорании порохового заряда происходит образование пороховых газов, которые воздействуют на призабойную зону пласта.

Метод воздействия пороховыми зарядами применяется в нефтяной и газовой промышленности достаточно давно и не показал высокую эффективность.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, с использованием технологии термокислотной обработки призабойной зоны пласта. Основа существующей технологии - использование тепловой энергии, которая образуется при взаимодействии раствора соляной кислоты с металлическим магнием (И.Т Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ. 2007 г.» УДК 622.276.5 стр.253-256). Эта реакция протекает с выделением тепловой энергии, которая нагревает раствор кислоты и пласт, расплавляет парафиновые и смолистые отложения. Оставшийся кислотный раствор, после взаимодействия с магнием, растворяет очищенную от отложений породу, увеличивая размеры каналов и трещин, по которым продукция поступает в скважину. Способ недостаточно эффективен из-за недостаточной температуры прогрева призабойной зоны, необходимой для удаления отложений. В процессе прокачки 15-18% холодного раствора HCl через слой магния температура призабойной зоны не достигает нужной температуры, необходимой для удаления отложений парафина и смол и создания благоприятных условий для реакции соляной кислоты с породой.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону суспензии гранулированного магния и аммиачной селитры в жидкости на углеводородной основе, с последующей закачкой в пласт раствора соляной кислоты (А.с. 640023, МПК 2 E21B 43/24). При этом соляная кислота, взаимодействуя с магнием, повышает температуру кислоты и инициирует разложение аммиачной селитры. Основными источниками тепла являются: реакция магния с соляной кислотой, процесс разложения аммиачной селитры и на конечной стадии обработки возможное возгорание водорода с окисью азота. Последняя стадия способа предусматривает взрыв смеси газов, водорода и кислорода, что может отрицательно сказаться на состоянии цементного кольца и самой колонны в интервале обработки.

Известны способы термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону горючеокислительных составов (ГОС) с последующим введением инициаторов горения: таблетированных порошков алюминия и оксида хрома (Патент RU 2126084); таблеток из смеси боргидрида натрия и перекиси натрия (Патент RU 2154733), способ обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки смеси магния и пропанта с жидкостями на углеродной или водной основе, ГОС и кислотного состава (Заявка RU 2009115499).

Основными недостатками вышеперечисленных способов являются:

1. Использование при обработке кристаллических веществ в виде суспензии, что существенно ограничивает их проникновение в призабойную зону пласта;

2. Высокая стоимость исходных компонентов;

3. Опасность инициирования горения ГОС непосредственно на устье и в стволе скважины из-за неравномерности распределения кристаллических и таблетированных инициаторов горения.

Известен способ термохимической обработки пласта, включающий закачку в зону продуктивного пласта термогазообразующего состава (ТГС), содержащего водный раствор аммиачной селитры (нитрата аммония), хлористого аммония или гидроортофосфата аммония, введение в зону расположения термогазообразующего состава порохового заряда - инициатора горения [Патент RU 2064576].

Основными недостатками способа являются:

1. Использование в качестве инициатора взрывчатого вещества;

2. Сложность исполнения способа;

3. Воздействие высоких давлений на устье и обсаженный ствол скважины, что может привести к нарушению как самой колонны и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования.

Известен горючеокислительный состав (ГОС) для термогазохимической обработки скважин, в котором, в качестве горючего вводится глицерин (Патент RU 2100583).

Основными недостатками состава являются невысокая отмывающая способность для удаления парафиносмолистых отложений в породе и невысокая безопасность процесса.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ и композиция для химического инициирования горения водного раствора горючеокислительного состава при барической обработке пласта [RU 2154733, мпк E21B 43/263], который принят в качестве прототипа.

В изобретении используется горение водных растворов горючеокислительных составов (ГОС), используемых для воздействия на продуктивный пласт давлением газообразных продуктов горения для создания в скважине трещин или разрывов пласта. В способе «химического инициирования горения водного раствора горючеокислительного состава при барической обработке пласта», в качестве инициатора-ускорителя горения используют композицию, полученную в виде спрессованных таблеток из смеси компонентов следующего состава, мас.%: боргидрид натрия 85-95, перекись натрия 5-15. Инициатор используют в количестве 2-5% от массы водного раствора ГОС.

В прототипе в качестве ГОС используются водные растворы аммиачной селитры и водорастворимых горючих составов органического происхождения.

Этот способ имеет ряд существенных недостатков. Так как реакция окисления (горения) происходит сразу в эксплуатационной колонне при давлениях, значительно превышающих прочность колонны, и при высоких температурах, что приводит к нарушению как колонны и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину подземного оборудования. Трещины в пласте, если и образуются, то имеют небольшие размеры и не приводят к значительному увеличению производительности скважины. При использовании инициатора горения в виде таблеток требуется специальное устройство по доставке их в зону горения.

Предлагаемое изобретение направлено на создание новых безопасных термогазохимических составов БСС и БСВ и способа их применения для обработки призабойной и удаленной зоны пласта, позволяющего повысить эффективность обработки при повышенной безопасности процесса. В предлагаемом способе совмещены тепловой и газовый способы воздействия на продуктивную зону пласта, за счет термобарической реакции между реагентами с выделением большого количества тепла и газообразных продуктов.

Предлагается термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта, полученный последовательной закачкой в скважину горючеокислительного состава ГОС и инициатора реакции, характеризующийся тем, что используют ГОС, содержащий, мас.%:

аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
эмульгатор 0,1-2
нефть 10-25
вода остальное

и инициатор реакции, представляющий собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты

или ГОС, содержащий, мас.%:

аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
загуститель 0,1-0,5
вода остальное

и инициатор реакции, представляющий собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде,

при этом для горючеокислительного состава БСС готовят обратную эмульсию водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия в нефти с эмульгатором и закачивают ее в скважину с последующей закачкой неорганической кислоты в соотношении от 1:1 до 3:1, а для горючеокислительного состава БСВ готовят высоковязкий водный раствор аммиачной селитры, нитрита натрия с добавками стабилизатора и загустителя с последующим введением в зону расположения термогазообразующего состава инициатора химической реакции в виде раствора органических кислот в углеводородной среде.

В способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин, включающий закачку в пласт ГОС содержащий, мас.%:

аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
эмульгатор 0,1-2
нефть 10-25
вода остальное

или ГОС содержащий, мас.%:

аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
загуститель 0,1-0,5
вода остальное

закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции 15-37%-ный раствор неорганической кислоты или 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости.

Насыщенные совмещенные водные растворы аммиачной селитры и нитрита натрия могут применяться для обработки продуктивной зоны пласта в виде обратных углеводородных эмульсий (состав БСС) или высоковязких (с добавкой гуаровой камеди или полиакриламида состав БСВ) водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия.

Инициирование закаченной в продуктивный пласт обратной углеводородной эмульсии неорганических солей (состав БСС) производится закачкой водного раствора неорганических кислот (в том числе соляная кислота), а высоковязкого водного раствора неорганических солей с гуаровой камедью (состав БСВ) закачкой раствора органических кислот (уксусной кислоты) в углеводородной среде.

Помимо рекомендуемой инициации водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия можно использовать температурный фактор, который появляется при пароциклическом воздействии на продуктивные пласты скважин.

Выбор применения указанных термогазохимических составов БСС и БСВ обусловлен доступностью компонентов и приемлемой их стоимостью, простотой приготовления и быстротой проведения работ, низкая коррозионная активность к промысловому оборудованию, более глубокое воздействие на пласт и обработка ПЗП без образования осадков, безопасность персонала при приготовлении и для интересов охраны труда и экологии окружающей среды.

Для безопасного течения процесса были определены температурно-временные параметры описанной реакции. Общий вывод из накопленных данных состоит в том, что при температуре системы выше 60°C процесс выделения газа идет с достаточной для практических целей скоростью. Чем больше температура отличается от 60°C в меньшую сторону, тем ниже скорость реакции и для обеспечения приемлемой скорости выделения газа необходимо введение катализаторов в виде кислот.

На основании экспериментальных данных установлено, что газовое число для нитрита натрия при температуре 80°C составляет 300 мл. Коэффициент реализации газового числа при взаимодействии газообразователя с чистым раствором окислителей будет составлять при 80°C около 92%, а при 40°C - только 9,2%.

Безопасность технологии приготовления реагирующих растворов аммиачной селитры и нитрита натрия, объединенных в одну систему, стабилизируется созданием щелочной среды при обычной температуре.

Стабилизированный добавками раствор нитрита натрия и аммиачной селитры практически не разлагается при температуре 20-25°C и может храниться более суток. Такой раствор достаточно устойчив при 50°C; нагревание в течение 30 минут приводит к незначительному газовыделению, что не снижает его работоспособности при добавлении кислоты.

Механизм реакции взаимодействия нитрита натрия с аммиачной селитрой в присутствие соляной кислоты:

Примеры приготовления термогазохимических составов БСС и БСВ по предлагаемому изобретению в лабораторных условиях.

Пример 1.

Термогазохимический состав БСС это водный раствор аммиачной селитры и нитрита натрия в виде обратной, углеводородной (нефтяной) эмульсии.

Приготовление термогазохимического состава БСС производится на основе водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия в нефти в присутствии эмульгатора (РЭМ, ПГТ-С, ДТМТ). Процедура приготовления эмульсии состояла в следующем: в навеске воды от 30 до 50 г, предварительно нагретой до 50°С, растворяли последовательно при перемешивании от 25 до 40 г аммиачной селитры и от 15 до 30 г нитрита натрия и получали раствор с плотностью от 1,13 до 1,39 г/см3. Для его стабилизации вводили 2-10 г кальцинированной соды и 0,01-1 г пиридина. Далее готовили смесь от 8 до 30 г нефти и 0,01-1 г эмульгатора (РЭМ или ПГТ-С) и в этой смеси проводили эмульгирование бинарного раствора при комнатной температуре в аппарате с мешалкой при n=2400-2500 об/мин в течение 3-4 мин.

Оценка реакционной способности полученной эмульсии с инициатором разложения проводилась по следующей схеме: в пробирку диаметром 30 мм заливали около 40 г эмульсии и затем добавляли раствор соляной кислоты концентрации 10-30% в количестве 10-20 г. Реакцию контролировали визуально по газовыделению и изменению температуры, замеряемой термопарой, погруженной в реакционную массу с выводом на КСП. При этом выделялось большое количество газов и повышалась температура.

Результаты записаны в табличном варианте и в графическом виде.

В таблице приведены данные по температуре во времени и произведен пересчет на выделенную теплоту реакции. На графиках отражается рост температуры во времени, скорость тепловыделения и выделившая теплота реакции. Результаты исследования термогазохимического состава БСС по скорости тепловыделения в адиабатическом режиме приведены в табл.1 и отражены на графиках 1 и 2.

Таблица 1. Результаты исследований ТГХ состава БСС в адиабатическом режиме.
Время от начала эксперимента    
      сек град град град мВт/г Дж/г
мин   ч:м:с d_time Ta_n Ta_k Ткам dq Q
0,05 12:23:09 0:00:03 3,88 36,270 37,295 23,59 1058,195 4,102
0,12 12:23:13 0:00:07 4,38 37,295 38,320 23,59 937,286 8,203
0,20 12:23:18 0:00:12 4,25 38,320 39,355 23,75 973,807 12,344
0,25 12:23:21 0:00:15 4,25 39,355 40,381 23,81 965,074 16,445
0,32 12:23:25 0:00:19 4,13 40,381 41,396 23,89 984,849 20,508
0,40 12:23:29 0:00:24 3,63 41,396 42,412 23,99 1120,381 24,570
0,45 12:23:32 0:00:27 3,63 42,412 43,418 24,14 1109,914 28,594
0,50 12:23:35 0:00:30 3,25 43,418 44,453 24,28 1273,647 32,734
0,55 12:23:38 0:00:33 3,00 44,453 45,479 24,36 1366,732 36,836
0,60 12:23:42 0:00:36 3,00 45,479 46,514 24,59 1379,748 40,977
0,65 12:23:45 0:00:39 2,75 46,514 47,568 24,73 1534,091 45,195
0,70 12:23:48 0:00:42 2,63 47,568 48,604 24,98 1577,381 49,336
0,73 12:23:50 0:00:44 2,25 48,604 49,609 25,08 1786,606 53,359
0,78 12:23:53 0:00:47 2,38 49,609 50,664 25,29 1776,316 57,578
0,82 12:23:55 0:00:49 2,13 50,664 51,719 25,44 1985,294 61,797
0,88 12:23:59 0:00:53 2,00 52,734 53,770 25,76 2070,313 70,000
0,93 12:24:02 0:00:56 1,63 54,814 55,840 25,96 2522,486 78,281
0,97 12:24:04 0:00:58 1,50 55,840 56,924 26,16 2890,625 82,617
1,03 12:24:08 0:01:02 1,38 60,020 61,104 26,54 3153,409 95,000
1,12 12:24:13 0:01:07 1,13 64,365 65,479 26,98 3958,333 112,383
1,33 12:24:26 0:01:20 1,38 79,268 80,371 28,53 3210,227 171,992
1,45 12:24:33 0:01:27 1,25 85,713 86,777 29,45 3406,250 197,773
1,55 12:24:39 0:01:33 1,88 89,834 90,879 30,32 2229,167 218,438
1,60 12:24:41 0:01:36 1,63 90,879 91,963 30,62 2666,628 222,773
1,67 12:24:45 0:01:40 2,63 92,998 94,043 31,26 1592,262 231,094
1,72 12:24:48 0:01:43 3,00 94,043 95,059 31,78 1354,167 235,156
1,78 12:24:53 0:01:47 4,00 95,059 96,074 32,51 1015,371 239,219
1,85 12:24:57 0:01:51 3,88 96,074 97,109 33,28 1068,273 243,359
1,93 12:25:02 0:01:56 5,00 97,109 98,135 34,27 820,313 247,461
2,08 12:25:11 0:02:05 8,75 98,135 99,141 36,10 459,769 251,484
2,40 12:25:30 0:02:24 19,63 99,141 100,147 40,36 204,964 255,508

Пример 2.

Термогазохимический состав БСВ это высоковязкий водный раствор аммиачной селитры и нитрита натрия с добавкой гуаровой камеди или полиакриламида.

Приготовление термогазохимического состава БСВ производится на основе аммиачной селитры и нитрита натрия с добавлением гуаровой камеди или полиакриламида.

В заданном количестве воды растворили стабилизатор (кальцинированную соду) и добавили при перемешивании аммиачную селитру и нитрит натрия до образования однородного раствора. К полученному солевому раствору добавили загуститель и перемешивали раствор при температуре 30°С до образования однородного раствора.

Термогазохимический состав БСВ содержит мас.%:

Аммиачная селитра 15-50
Нитрит натрия 15-40
Стабилизатор 0-1,5
Загуститель 0,1-0,5
Вода остальное

В качестве инициатора разложения использовали раствор органической кислоты в углеводородной среде.

При использовании инициатора разложения раствора органической кислоты в нефти брали, концентрированную или водный раствор уксусной кислоты и смешивали ее с нефтью в заданных соотношениях.

Порядок проведения эксперимента.

В термос объемом 100 мл, диаметром 45 мм заливали водносолевой раствор, устанавливали термометр и приливали (без перемешивания) раствор инициатора в нефти. Фиксировали начальную температуру. Степень протекания реакции определяли по интенсивности газовыделения и изменению температуры во времени. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Таблица 2. Результаты исследований ТГХ состава БСВ
Эмульсия или раствор инициатора Солевой раствор Тем-ра, °С Время достижения
максимальной температуры, мин
нефть вода инициатор вода загуститель NaNO2 NH4NO3 стабилизатор начальная максимальная
% % наим-ние % % наим-ние % % % наиме-нование %
89 - УК 11 47 - - 21 31 KOH 1 22 100 12,2
- - УК 100 69 - - 15 15 Na2CO3 1 20 95 1,0
- 80 САК 20 30 ПАА 0,15 28 40 Na2CO3
пиридин		 1,5
0,35		 20 100 0,5
- 75 НСl 25 30 ПАА 0,15 38,5 30 NaOH
пиридин		 1,0
0,35		 21 99 0,5
- 65 HNO3 35 36 ПАА 0,25 25 37 K2CO3
хинолин		 1,2
0,55		 18 99,5 1,0
- 75 FeCl3 25 47 - - 21 31 Na2CO3 1 20 97,5 2,0
- 75 CuCl 25 47 - - 21 31 Na2CO3 1 21 87 5,0
95 - УК 5 40 - - 30 29 KOH 1 20 94 14,0
99,5 - УК 0,5 40 - - 30 29 KOH 1 20 72 21,0
81,0 6 УК 13 36 ПАА 0,25 25,4 37 Na2CO3
пиридин		 1,2
0,15		 19 102 37,0
80 10 УК 10 46 ПАА 0,3 21 31 Na2CO3
пиридин		 1,5
0,2		 24 97 53,0
60 32 УК 8 46 ГС 0,2 21 31 KOH
пиридин		 1,1
0,2		 25 85 31,0
60 32 УК 8 46 ГС 0,1 21 31 KOH
пиридин		 1,2
0,2		 23 97 40,0
88 - УК 12 45,6 ПАА 0,5 21 31 KOH
пиридин		 1,2
0,2		 25 71,5 16,0
60 32 УК 8 45,5 ПАА 0,6 21 31 KOH
хинолин		 1,2
0,2		 23 40 180,0
80 10 МК 10 36 ПАА 0,25 25,4 37 KOH
пиридин		 1,2
0,2		 20 100 20,0
80 10 ПК 10 36 ПАА 0,25 25,4 37 KOH
пиридин		 1,2
0,2		 21 85 37,0
80 10 УК 10 36 ПАА 0,25 25,4 37 Na2CO3 пиридин 1,2
0,1		 26 104 32,0
                    5      
80 10 УК 10 36 - - 271 37 - - 24 100 24
Обозначения: УК - уксусная кислота;
МК - муравьиная кислота;
ПК - пропионовая кислота;
САК - сульфаминовая кислота.

Для практического применения предлагается способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта в эксплуатационных скважинах термогазохимическими составами БСС и БСВ, включающими закачку объединенных в одну систему, стабилизированных добавками водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия (составы БСС и БСВ) с последующей закачкой инициирующего состава (растворы уксусной и соляной кислот).

Способ обработки призабойной и удаленной зоны пласта термогазохимическим составом БСС включает последовательную закачку в скважину обратной эмульсии водного раствора неорганических солей в нефти, буферную жидкость, в качестве которой используется нефть или вода, инициирующий состав водного раствора неорганической (соляной) кислоты и последующую закачку продавочной жидкости, пресной или минерализованной воды. В результате смешивания инициируется реакция, которая протекает с выделением большого количества тепла и газов. Газы, образовавшиеся в процессе реакции в естественных трещинах и порах, создают давление, необходимое для расширения существующих трещин и разрыва пласта, т.е. создания новых трещин. Повышение температуры увеличивает давление газов и создает термический эффект, который также приводит к разложению аммиачной селитры с выделением дополнительного тепла.

На основании полученных результатов исследований проведена отработка технологии приготовления и закачки термогазохимического состава БСС на скважине.

На первом этапе приготовления термогазохимического состава БСС готовили водный раствор неорганических солей в следующей последовательности. В передвижную накопительную емкость объемом 10 м3 закачали предварительно 4800 л воды. После нагревания воды до температуры 45-50°С (с применением ППУ), растворили 190 кг кальцинированной соды. В приготовленный раствор ввели 3900 кг аммиачной селитры с применением циркуляционной системы.

В полученный раствор аммиачной селитры добавили 2700 кг нитрита натрия. Подачу нитрита натрия осуществляли из переносной емкости в поток раствора. Плотность заготовленного раствора составила 1,32 г/см3.

На втором этапе приготовили обратную нефтяную эмульсионную с использованием 4 м3 нефти, водного раствора неорганических солей в объеме 9,4 м3 и эмульгатора РЭМ. Общий объем обратной эмульсии 13,5 м3.

На третьем этапе в скважину с использованием насосной установки СИН-32 закачали 13,5 м3 обратной нефтяной эмульсии. После закачки 1 м3 разделительного буфера нефти в скважину закачен раствор соляной кислоты 12-14% концентрации в объеме 5,6 м3 и произвели закачку 10 м3 технической воды.

Дебит скважины до остановки скважины «в бездействие» составлял 2 т/сут.

Дебит скважины после проведения работ, освоения и спуска глубинно-насосного оборудования составил 7-9 т/сут.

Способ обработки призабойной и удаленной зоны пласта термогазохимическим составом БСВ включает последовательную закачку в скважину высоковязкого водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия с стабилизаторами, буферную жидкость, в качестве которой используется нефть или вода, инициирующий состав раствор органической кислоты в углеводородной среде и последующую закачку продавочной жидкости (пресная или минерализованная вода). В результате смешивания инициируется реакция, которая протекает с выделением большого количества тепла и газов. Газы, образовавшиеся в процессе реакции в естественных трещинах и порах создают давление, необходимое для расширения существующих трещин и разрыва пласта, т.е. создания новых трещин. Повышение температуры увеличивает давление газов и создает термический эффект, который также приводит к разложению аммиачной селитры с выделением дополнительного тепла.

На основании полученных результатов исследований проведена промышленная апробация термогазохимического состава БСВ на скважине.

На первом этапе приготовления термогазохимического состава БСВ готовили водный раствор неорганических солей в следующей последовательности. В передвижную накопительную емкость объемом 10 м3 закачали предварительно 5200 л воды. После нагревания воды до температуры 45-50°C (с применением ППУ), растворили 170 кг кальцинированной соды. В приготовленный раствор ввели 10 кг полиакриламида и 5100 кг аммиачной селитры с применением циркуляционной системы.

В полученный раствор аммиачной селитры добавили 3300 кг нитрита натрия и 30 л стабилизатора. Подачу нитрита натрия осуществляли в поток раствора. Плотность заготовленного раствора составила 1,38 г/см3.

На втором этапе для приготовления инициирующего состава эмульсии уксусной кислоты в нефти использовали 4800 л нефти, 15 л эмульгатора РЭМ и 950 л 70%-ной уксусной кислоты.

На третьем этапе в скважину с использованием насосной установки СИН-32 закачали 10 м3 приготовленного водного раствора солей. После закачки в скважину 1 м3 разделительного буфера нефти, закачали 5,8 м3 инициирующего состава, эмульсию уксусной кислоты в нефти, с последующей закачкой 20 м3 продавочной жидкости в качестве технической воды.

Дебит скважины до остановки скважины «в бездействие» составлял 2 т/сут.

Дебит скважины после проведения работ, освоения и спуска глубинно-насосного оборудования составил 10-12 т/сут.

1. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта, полученный последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции, характеризующийся тем, что используют ГОС, содержащий, мас.%:

аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
эмульгатор 0,1-2
нефть 10-25
вода остальное

и инициатор реакции, представляющий собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты
или ГОС, содержащий, мас.%:
аммиачная селитра 15-50
нитрит натрия 15-40
стабилизатор 0-2
загуститель 0,1-0,5
вода остальное

и инициатор реакции, представляющий собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде.

2. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта по п.1, характеризующийся тем, что для горюче-окислительного бинарного состава стабильного БСС готовят обратную эмульсию водного раствора аммиачной селитры и нитрита натрия в нефти с эмульгатором и закачивают ее в скважину с последующей закачкой раствора неорганической кислоты в соотношении от 1:1 до 3:1.

3. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта по п.1, характеризующийся тем, что для горюче-окислительного бинарного состава вязкого БСВ готовят высоковязкий водный раствор аммиачной селитры, нитрита натрия с добавками стабилизатора и загустителя с последующим введением в зону расположения термогазообразующего состава инициатора химической реакции в виде раствора органической кислоты в углеводородной среде.

4. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин, включающий закачку в пласт ГОС по п.1, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции по п.1, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов водорода и/или других аналогичных продуктов. В частности, изобретения относятся к системам и способам, при которых для обработки различных подземных пластов, содержащих углеводороды, используют источники тепла.

Группа изобретений относится к разработке месторождений с помощью пара. Технический результат - создание зоны стабилизации горения, возможность управления формой пламени, более полное сгорание текучих сред, регулирование эмиссии.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных пластов с высоковязкими нефтями. Обеспечивает повышение нефтеотдачи в мощных неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Изобретение относится к системам и способам для обработки подземного пласта. Система термической обработки in situ для добычи углеводородов из подземного пласта, содержит саморегулирующийся ядерный реактор; систему труб, по меньшей мере, частично расположенную в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первым теплоносителем, циркулирующим через систему труб и теплообменник.

Группа изобретений относится к способам и системам, предназначенным для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Система тепловой обработки внутри пласта для добычи углеводородов из подземного пласта содержит саморегулирующийся ядерный реактор, трубопровод, по меньшей мере, частично расположенный в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первой теплообменной средой, циркулирующей через трубопровод, и теплообменник, через который проходит указанная первая теплообменная среда и нагревает вторую теплообменную среду.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.

Изобретение относится к производству проппантов, используемых при добыче нефти и газа. Способ получения материала для проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов с содержанием тримеров и тетрамеров 5-60 мас.% путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере, один из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, по крайней мере, один из метакрилатов, выбранных из приведенной группы, и катализатор - соединение приведенной общей формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерный стабилизатор или смесь стабилизаторов 0,1-3, радикальный инициатор или смесь инициаторов 0,1-4, метакрилат или смесь метакрилатов 0,3-30, катализатор 0,001-0,02, смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу нагревают до температуры 50-340°С и выдерживают при данной температуре в течение 1-360 мин, после чего охлаждают до комнатной температуры.

Изобретение относится к нефте-, газодобычи с применением проппантов. Способ получения проппанта включает получение смеси олигоциклопентадиенов путем нагрева дициклопентадиена до температуры 150-220°С и выдержки при данной температуре в течение 15-360 мин, охлаждение смеси до 20-50°С, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов следующих компонентов: по крайней мере одного из полимерных стабилизаторов, выбранных из указанной группы, по крайней мере одного из радикальных инициаторов, выбранных из указанных соединений, или их смеси, и катализатора - соединения приведенной формулы, при этом компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, масс.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3; радикальные инициаторы 0,1-4; катализатор 0,001-0,02; смесь олигоциклопентадиенов - остальное, полученную полимерную матрицу выдерживают при температуре 20-50°С в течение 1-40 минут, после чего вводят в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду, содержащую ПАВ из указанной группы, где смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°С, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, образовавшиеся микросферы отделяют от воды, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°С и выдерживают в указанной среде при данной температуре в течение 1-360 мин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - разработка кислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтяного пласта, обладающей высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличения степени охвата обработкой пласта, предотвращения и удаления кольматирующих отложений, а также обладающей совместимостью с пластовой водой и нефтью. Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта содержит, масс.%: растворитель - реагент ИТПС-010К 13,0-27,7, эмульгатор - реагент ИТПС-804Э 4,5-10,0, соляную кислоту остальное. Кислотная эмульсия дополнительно может содержать фтористоводородную кислоту в количестве 4,0-10,0 масс.% и регулятор вязкости в количестве 0,1-5,0 масс.%. 2 з.п. ф-лы, 4 табл., 28 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-08-10 2014-08-09T03:00:43
Наверх