Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов. Производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см³ с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации. Сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см³ при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта. Производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см³ в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, увеличения проницаемости продуктивного пласта, стимулирования выхода пластовых флюидов нефтяных, газовых и газоконденсатных низкопроницаемых пластов, восстановления дебита малопродуктивных скважин.

Уровень техники

Известен способ увеличения длины перфорационных каналов продуктивного пласта (патент Украины 49385 А, МПК E21B 43/00, E21B 43/18, E21B 43/26, опубл. 16.09.2002) путем обработки продуктивного пласта гидрореагирующим составом (ГРС) с водой при весовом соотношении ГРС: H₂O=1,0:1,0-1,0:4,5, соответственно, в котором в качестве ГРС используют алюмогидрид щелочного металла (лития, и/или натрия, и/или калия), либо смесь гидридов щелочного металла с алюминием в эквивалентных алюмогидриду соотношениях.

Известный способ обработки сложен в реализации из-за необходимости доставки ГРС при помощи дополнительного оборудования, а реализованная в способе реакция с образованием щелочи низкоэффективна по сравнению с кислотной обработкой пласта.

К недостаткам данного способа относится и то, что экзотермическая реакция ГРС с водой происходит в основном в эксплуатационной колонне, а не в продуктивном пласте, при этом большая часть образующегося водорода не поднимается вверх. Та же часть водорода, которая попадает в пласт, не обладает той химической и диффузионной активностью, которой обладает этот газ в момент его генерирования.

Известен способ термобарохимической обработки продуктивного пласта (патент Украины 86886, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/18, Е21В 43/26, опубл. 12.05.2009), включающий доставку ГРС, буферной жидкости и воды в зону перфорации продуктивного пласта разделенными объемами, послойным продавливанием, создаваемым в НКТ поршневым давлением, причем ГРС доставляют в объеме суспензии инертной буферной жидкости, в качестве которой используют хлорпроизводные углерода, например тетрахлорэтан в объемном соотношении ГРС: буфер = 1:(0,6-2,0), соответственно.

Известный способ малоэффективен для пластов с низкой начальной проницаемостью при высокой обводненности и кольматации эмульсией типа "вода-углеводород" или афальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО). При этом фильтрация в пласт продуктов первичных реакций, проходящих в эксплуатационной колонне, затруднена или вовсе не происходит (отсутствует).

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта (патент Украины 98065, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/25, опубл. 10.08.2011), в котором обработку производят с использованием комплексного соединения азотной кислоты с органическим соединением в соотношении компонентов, масс. %: комплексное соединение 40,0-69,0; карбамид 10,0-13,0; хлорид аммония 8,0-15,0; добавки - остальное.

Способ низкоэффективен, поскольку газовая фаза продуктов реакции практически не содержит водородного компонента обработки, так как используемый в качестве целевой добавки гексаоксид бора уже на стадии приготовления растворов частично вступает в реакцию с образованием борной кислоты.

Наиболее близким по совокупности признаков и достигаемому результату является способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта (патент Украины 102501, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 13.05.2013), включающий закачку через насосно-компрессорные трубы раздельно-последовательно гидрореагирующего состава алюмогидрида натрия (АГН) и/(или) алюмогидриднатриевого композита (АГНК), в котором доставку гидрореагирующего вещества производят в герметичных мини-контейнерах из полимерного материала, весовым содержанием 1-3 грамма, в составе технологических жидкостей, в качестве которых используют горюче-окислительные составы на основе комплексных солей.

Известный способ недостаточно эффективен, поскольку высокий энергетический и химический потенциал системы горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) реализуется не в полной мере. Экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующего вещества происходит в эксплуатационной колонне, а не в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП). Это существенно снижает качество обработки, особенно в случаях с низкопроницаемыми или закольматированными коллекторами.

Производительность нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин определяется качественным состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), которое характеризуется главным образом его проницаемостью, то есть способностью фильтровать к забою скважины добываемые углеводороды. Естественная проницаемость продуктивного пласта, как правило, ухудшается еще на стадии первичного вскрытия (во время бурения и обсаживания) при механической кольматации призабойной зоны скважины буровыми и цементировочными растворами. В период эксплуатации скважины происходит кольматация ПЗП продуктами разрушения пласта и асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), что приводит к дальнейшему ухудшению фильтрационных свойств, нарушению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной и снижению ее дебита (производительности).

В известных способах, традиционно использующих порошкообразные твердые гидрореагирующие вещества дисперсностью от 15 до 500 мкм, энергетический и химический потенциал системы горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) используются неэффективно, так как при низкой проницаемости ПЗП невозможна фильтрация суспензии, особенно ее твердой фазы в поровое пространство, экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующих веществ протекает в эксплуатационной колонне, основная часть выделяемого тепла расходуется не на прогрев порового пространства, а идет на разогрев эксплуатационной колонны и горной породы призабойной зоны. А в условиях низкой проницаемости ПЗП основная часть генерируемых газов и продуктов реакции также не в полной мере поступает в поровое пространство, а уходит вверх по колонне. В таком случае термогазохимической обработке подвергаются в основном участки, обладающие уже до начала обработки высокой проницаемостью.

Сущность изобретения

Задачей настоящего изобретения является повышение продуктивности скважин и эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами путем применения заявляемого способа комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта.

Техническим результатом является повышение эффективности комплексной водородной термобарохимической обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности (дебита) скважины.

Поставленная задача и заявленный технический результат достигаются тем, что способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов, согласно изобретению производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов (ГОС-ГРС) плотностью 1,35-1,4 г/см³ с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см³ при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны в интервале зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону пласта, производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см³ в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов.

Технический результат также достигается тем, что компоненты для приготовления агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава: алюмогидриднатриевый композит, дизельное топливо и органический растворитель, взятые в заданном соотношении, обеспечивающем равенство плотности дисперсионной среды и рентгеновской плотности твердой дисперсной фазы, подвергают предварительной обработке в роторном диспергаторе-кавитаторе до дисперсности твердой фазы алюмогидриднатриевого композита 0,1-10 мкм.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1

поз. 1 - эксплуатационная колонна;

поз. 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);

поз. 3 - забой;

поз. 4 - объем заполнения до нижних отверстий;

поз. 5 - зона перфорации.

Фиг. 2

поз. 1 - эксплуатационная колонна;

поз. 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);

поз. 3 - забой;

поз. 4 - объем заполнения до нижних отверстий;

поз. 5 - зона перфорации;

поз. 6 - объем агрегативно-устойчивой наносуспензии.

Фиг. 3

поз. 1 - эксплуатационная колонна;

поз. 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);

поз. 3 - забой;

поз. 4 - объем заполнения до нижних отверстий;

поз. 5 - зона перфорации;

поз. 7 - объем второй смеси ГОС-ГРС;

поз. 8 - слой наносуспензии.

Осуществление изобретения

Для предварительной стадии обработки ПЗП производят приготовление агрегативно-устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава путем смешивания гидрореагирующего состава на основе порошка мелкодисперсной твердой фазы алюмогидрид натриевого композита (АГНК) размерами частиц 50-500 мкм с жидкой фазой (дисперсионной средой): дизельным топливом (углеводородным растворителем) плотностью 0,80-0,85 г/см³ и органическим растворителем плотностью 1,60-1,92 г/см³, например перхлорэтиленом (C₂Cl₄, ρ=1,62), с доведение общей плотности суспензии до рентгеновской плотности твердой фазы 1,23-1,25 г/см³. При этом плотность жидкой фазы, определена расчетным методом из условий максимального соответствия плотности суспензии и приблизительно соответствует соотношению компонентов дизельное топливо - органический растворитель (перхлорэтилен (C₂Cl₄)) как 10:7. При этом мелкодисперсная твердая фаза гидрореагирующего состава на основе алюмогидриднатриевого композита благодаря равенству плотностей твердой и жидкой фаз при дополнительной обработке состава в роторном диспергаторе-кавитаторе на скорости 3000 об/мин в течение 20 мин диспергируется до размеров 0,1-10 мкм и гомогенизируется в составе высокостабильной ультрадисперсной суспензии.

Такая дисперсность твердой дисперсной фазы наносуспензии позволяет ей беспрепятственно проникать в поровое пространство вместе с жидкой дисперсионной средой, а ее агрегативная устойчивость достигается равенством плотностей твердой и жидкой фаз.

Способ заключается в следующем:

Перед началом термохимической обработки призабойной зоны пласта производят комплекс геолого-физических, термогазодинамических исследований: химического состава пластовой породы, фильтрационных характеристик ПЗП, эксплуатационных параметров скважины, которые являются определяющими при выборе качественного и количественного состава реагентов систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) для проведения эффективной обработки.

В предлагаемом способе для систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов, эффективно работающих в ПЗП, используют, в качестве гидрореагирующих составов, алюмогидриднатриевый композит, а в качестве горюче-окислительных - составы на основе комплексных солей.

Производят глушение скважины путем заполнения водой эксплуатационной колонны 1 (Фиг. 1). Производят допуск насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 на глубину 1-2 м от забоя 3 и закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов (ГОС-ГРС) плотностью 1,35-1,40 г/см³ с последующей доставкой ее на забой 3 из расчета объема 4 заполнения до нижних отверстий зоны 5 перфорации, для реализации реакций взаимодействия реагентов при обработке продуктивного пласта.

При подъеме НКТ 2 (Фиг. 2) на 1-2 м над уровнем нижних отверстий зоны 5 перфорации производят сверху на первую смесь закачку объема 6 агрегативно-устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/м³ при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя, например перхлорэтилена (CCl₄), количественное содержание которых берут в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии.

Закачку агрегативно-устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны 1 в интервале зоны 5 перфорации. При закрытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 производят задавку агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта.

Фильтрация наносуспензии гидрореагирующего состава в поровое пространство пласта сопровождается экзотермическими реакциями алюмогидриднатриевого композита с пластовой водой и жидкостью глушения с выделением тепла и генерированием водорода.

В результате протекания первичных реакций выделяемый непосредственно в продуктивном пласте водород фильтруется в поры, трещины и микротрещины коллектора, увеличивая его проницаемость и обеспечивая фильтрацию в пласт горячих углеводородного и органического растворителей. Химический процесс гидролиза данного типа гидрореагирующего состава завершается образованием щелочи (ПАВ), действие которой также является положительным фактором улучшения фильтрационной способности ПЗП. Происходит полное обезвоживание порового пространства, образующийся атомарный и молекулярный водород активирует процессы диффузии, повышение температуры в поровом пространстве, приводит к снижению вязкости АСПО и повышению химической активности углеводородного и органического растворителей.

Таким образом, предварительная обработка наносуспензией существенным образом улучшает проницаемость ПЗП, что благоприятно влияет на повышение эффективности обработки в целом, снижение скин-фактора, увеличение производительности (дебита) скважины.

При открытом затрубье и поднятых насосно-компрессорных трубах 2 (Фиг. 3) на 20-30 м выше верхних отверстий перфорации продуктивного пласта производят закачку второй смеси ГОС-ГРС плотностью 1,6-1,8 г/см³ в объеме 7, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов, которая опускается через слой жидкости глушения (воды) плотностью 1,0 г/м³, частично реагируя с остатками слоя 8 наносуспензии в зоне 5 перфорации. При этом происходит повышение температуры в зоне реакции эксплуатационной колонны 1 до 100-150°С и частичное обезвоживание с повышением концентраций горюче-окислительных составов.

При смешивании второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов в разогретой зоне эксплуатационной колонны 1 инициируется ряд химических экзотермических реакций с активным генерированием газов Н₂, СО, СО₂, NO₂, NH₃, N₂O₅ и повышением температуры до 250-370°С, достаточной для горячекислотной обработки ПЗП и частичного гидрокрекинга АСПО.

Скорость и полнота реализации термодинамического потенциала энергоемких топливных систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов регулируется составом реагентов и соотношением исходных компонентов.

Генерируемый в ходе (экзотермического) термохимического процесса водород существенно улучшает проницаемость коллектора и способствует фильтрации химически активных компонентов (реакций горюче-окислительных и гидрореагирующих составов) с разложением минеральной части пласта и кольматантами. На высокотемпературной стадии процесса в условиях высоких давлений, в присутствии атомарного и молекулярного водорода и катализаторов реализуется процесс гидрокрекинга АСПО с образованием газовых и дистиллятных фракций.

Таким образом, дополнительная стадия водородной обработки, реализованная с использованием агрегативно-устойчивой наносуспензия гидрореагирующего состава непосредственно в каналах ПЗП с очисткой порового пространства растворяющими фракциями и генерированным низкотемпературным водородом с щелочной составляющей, позволяет, уже на предварительной стадии обработки, существенно повысить фильтрационные характеристики ПЗП и разогрев реакционной зоны эксплуатационной колонны для проведения основных химических реакций систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов с высоким термодинамическим потенциалом химического взаимодействия, а значит повысить эффективность комплексной термобарохимической обработки ПЗП со снижением скин-фактора и увеличением производительности (дебита) скважины.

Предложенный способ водородной интенсификации добычи углеводородов перспективен для внедрения на промыслах с тяжелой нефтью и высокой обводненностью продуктивных горизонтов.

Предлагаемый способ повышения продуктивности скважин и повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами основан на многостадийном термогазохимическом процессе, в ходе реализации которого первичные реакции с генерированием водорода на низкотемпературной стадии процесса происходят непосредственно в призабойной зоне продуктивного пласта, с последующей фильтрацией всего объема выделенного водорода в поровое пространство, что позволяет производить предварительный разогрев призабойной зоны пласта, повысить эффективность протекания реакций доставляемых реагентов с высоким термодинамическим потенциалом прохождения перфорационных каналов продуктивного пласта.

В основу изобретения поставлена задача создания способа комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта путем предварительной обработки ПЗП ультрадисперсными системами на базе нано- и микропорошков гидрореагирующих веществ с протеканием экзотермических реакций их гидролиза и генерированием водорода уже на низкотемпературной стадии процесса непосредственно в поровом пространстве призабойной зоны, сопровождающимися разогревом не всей породы пласта, а в основном порового пространства, снижением вязкости АСПО, повышением эффекта от химического воздействия жидкой дисперсионной среды наносуспензии на минеральную часть пласта и АСПО, и, как следствие, существенным повышением проницаемости ПЗП еще до основной стадии комплексного водородного термобарохимического воздействия, за счет чего достигнуто повышение эффективности комплексной термобарохимической обработки со снижением скин-фактора и увеличением производительности (дебита) скважины.

1. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов, отличающийся тем, что производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см³ с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см³ при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта, производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см³ в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что компоненты для приготовления агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава: алюмогидриднатриевый композит, дизельное топливо и органический растворитель, взятые в заданном соотношении, обеспечивающем равенство плотности дисперсионной среды и рентгеновской плотности твердой дисперсной фазы, подвергают предварительной обработке в роторном диспергаторе-кавитаторе до дисперсности твердой фазы алюмогидриднатриевого композита 0,1-10 мкм.