Способ обработки нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам термогазохимической обработки призабойной зоны добывающих скважин в неоднородных карбонатных и терригенных пластах, и может быть использовано для активации или возобновления работы нефтяных скважин с высокой вязкостью нефти, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов. Способ включает последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт приготовленной на устье скважины бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава. Предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды, в зависимости от приемистости определяют объем бинарной смеси, при приемистости от 48 до 249 м³/сут закачивают 2-4 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м³/сут до 360 м³/сут закачивают 4-7 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, в качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55%-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50%-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1, далее производят закачку инициатора взаимодействия, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм³ и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3% от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм³ ,в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3% от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с в качестве инициатора взаимодействия используют 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5% от объема бинарной смеси, далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны нефтяного пласта за счет увеличения охвата воздействием всего пласта и околоскважинной зоны, расширение технологических возможностей способа за счет регулирования температурного диапазона термогазохимической реакции на пласт в щадящем режиме при одновременном снижении коррозии колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта. 2 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам термогазохимической обработки призабойной зоны добывающих скважин в неоднородных карбонатных и терригенных пластах, и может быть использовано для активации или возобновления работы нефтяных скважин с высокой вязкостью нефти, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2637259, МПК C09K 8/592, Е21В 43/24, опубл. 01.12.2017 в бюл. №34), включающий закачку в пласт бинарной смеси. Закачивают в призабойную зону пласта бинарную смесь, состоящую из растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициатором взаимодействия. Бинарную смесь готовят до начала закачки смешением растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициатором взаимодействия в режиме интенсивного перемешивания. В качестве инициаторов взаимодействия используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период. При этом температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициатором взаимодействия составляет в пределах от минус 10 до 30°С.

Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта.

Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода, как следствие, уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт. Это приводит к низкой надежности и точности способа.

Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2587203, МПК Е21В 43/24, 43/22, C09K 8/524, опубл. 20.06.2016 в бюл. №17), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Закачку производят на забой скважины бинарной смеси, состоящей из двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас.%: нитрат аммония NH₄NO₃ - 48-54, кислота лимонная C₆H₈O₇ - 2,9-3,4, карбонат натрия Na₂CO₃ - 2,3-3,0, вода пресная – остальное, а второй - нитрит натрия при соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия NaNO₂ - 40-45, вода пресная – остальное. Причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. Инициатором взаимодействия является лимонная кислота, которая находится в первом водном растворе с нитратом аммония и стабилизатором – кальцинированной содой.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, отсутствие подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, а также увеличение обводненности добываемой продукции. Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие - уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт.

Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.

Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2615543, МПК Е21В 43/24, опубл. 05.04.2017 в бюл. №10), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Производят раздельную закачку компонентов бинарной смеси и инициатора взаимодействия - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб, инициирование процесса тепло- и газовыделения. Бинарная смесь представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Бинарную смесь закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения бинарной смеси и инициатора взаимодействия устанавливают огневой предохранитель. Причем закачку бинарной смеси осуществляют порциями по 0,5-1,5 м³, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м³ водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора взаимодействия используют формалин или кислоту.

Недостатком известного способа является сложность ее реализации, так как закачку бинарного состава производят по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб, что требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб, специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров насосно-компрессорных труб, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что также значительно повышает стоимость термогазохимической обработки пласта. Также недостатками являются невозможность управления термогазохимической реакцией, низкая надежность и точность способа.

Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2652238, МПК Е21В 43/24, 43/22, 33/138, C09K 8/524, 8/592, опубл. 25.04.2018 в бюл. №12), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59 % производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и бинарной смеси. В качестве бинарной смеси закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода – остальное. В качестве инициатора взаимодействия закачивают водный раствор инициатора взаимодействия при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода – остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1. Причем при приготовлении указанного бинарной смеси массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт.

Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.

Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2721200, МПК Е21В 43/22, C09K 8/58, опубл. 18.05.2020 в бюл. №14), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Закачку осуществляют одновременно или последовательно. Бинарная смесь представляет два водных раствора, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту сульфаминовую и гидрокарбонат аммония при соотношении компонентов (мас. %): нитрат аммония – 30-40, сульфаминовая кислота – 8-12, гидрокарбонат аммония – 5-10, вода пресная – остальное, а второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %. Причем указанные водные растворы закачивают в объемном соотношении 1:1. После закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту - 2 мас. %, уксуснокислый аммоний - 3 мас. %, неонол АФ9-12 - 0,15 мас. %, воду пресную - остальное, и высоковязкого полимерного состава, содержащего полиакриламид и 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов высоковязкого полимерного состава, мас. %: полиакриламид 0,1-0,6, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов 0,1-0,6, вода пресная остальное. При этом указанные бинарная смесь, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение.

Недостатками способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт, а также низкая надежность и точность способа. Недостатком способа также является то, что высоковязкий полимерный состав будет разрушаться при контакте с кислотным составом, что приведет к снижению или потере эффекта изоляции водонасыщенных интервалов, для перекрытия которых предназначался этот полимерный состав, что как следствие, уменьшает охват воздействием.

Наиболее близким является способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2527437, МПК Е21В 43/263, опубл. 27.08.2014 в бюл. №24), включающий последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава. В качестве бинарной смеси используют раствор аммиачной (натриевой) селитры в воде со следующим составом (мас. %): селитра – 50-60, катализатор – 4-6, горючее – 0-15, вода – остальное. В качестве катализатора применяют соли меди – хлорная медь, медный купорос и другие соли поливалентных металлов. В качестве горючего используют этиленгликоли, карбамид, различные спирты. Объем бинарной смеси рассчитывают исходя из нормы 0,2-0,4 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта. В качестве инициатора взаимодействия используют растворы нитрита натрия, борогидрида натрия и другие вещества, обладающие восстановительными свойствами. Раствор нитрита натрия вводят в раствор селитры из расчета 0,1-0,2 м³, борогидрида 0,05-0,1 м³ на 1 м³ бинарной смеси.

Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта. Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией при закачке двух оторочек, так как в процессе проведения способа невозможно оценить предлагаемую приемистость скважины для обработки и объемы закачиваемых бинарных составов, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие - уменьшение температурного диапазона воздействия на сам пласт.

Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), создают условия, когда из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.

Также недостатком этого и предыдущих способов является то, что закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему при последовательной закачке составов бинарной смеси, т.к. их смешение будет ограничено зоной взаимодействия, что приводит к снижению эффективности способа обработки нефтяного пласта, к уменьшению охвата воздействием.

Техническими задачами являются повышение эффективности обработки призабойной зоны нефтяного пласта за счет увеличения охвата воздействием всего пласта и околоскважинной зоны, расширение технологических возможностей способа за счет регулирования температурного диапазона термогазохимической реакции на пласт в щадящем режиме при одновременном снижении коррозии колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта.

Технические задачи решаются способом обработки нефтяного пласта, включающим последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт приготовленной на устье скважины бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава.

Новым является то, что предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды, в зависимости от приемистости определяют объем бинарной смеси, при приемистости от 48 до 249 м³/сут закачивают 2-4 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м³/сут до 360 м³/сут закачивают 4-7 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, в качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1, далее производят закачку инициатора взаимодействия, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм³ и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3 % от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм³ в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3 % от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с в качестве инициатора взаимодействия используют 15 %-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5 % от объема бинарной смеси, далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.

Способ реализуют при использовании следующих реагентов:

-аммиачная селитра (нитрат аммония) – гранулы белого цвета или слегка окрашенные без механических примесей, массовая доля общего азота в пересчете на азот в сухом веществе не менее 34,4 %, массовая доля воды не более 0,6 %, рассыпчатость не менее 100 %, выпускаемая по ГОСТ 2-2013 «Селитра аммиачная. Технические условия»;

-нитрит натрия – белые кристаллы с сероватым или желтоватым оттенком, массовая доля нитрита натрия (NaN0₂) не менее 97 %, массовая доля нерастворимого в воде прокаленного остатка не более 0,07 %, массовая доля воды не более 2,5%, нормы даны в пересчете на сухое вещество. Нитрит натрия выпускается по ГОСТ 19906-74 «Нитрит натрия технический. Технические условия»;

-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия - реагент Жель – бесцветная прозрачная жидкость, плотность при 20 °С, в пределах 1,1-1,2 кг/м3, рН 10 %-ного раствора в пределах 0,2-1,0, рН 100 %-ного раствора в пределах 0,1-0,5, поверхностно-активные вещества не менее 2,0 %. Выпускается по ТУ 2381-002-98205538-2006 «Средства моющие жидкие щелочные, антибактериальные серии «ЖМС»;

-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия -формалин – бесцветная прозрачная жидкость, при хранении допускается образование мути или белого осадка, растворимого при температуре не выше 40 °С, массовая доля формальдегида 37,0±0,5 %. Выпускается по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. Технические условия»;

-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия - сульфаминовая кислота – бесцветные кристаллы, в массе белого цвета, массовая доля сульфаминовой кислоты не менее 99 %, рН 1 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты 1,2. Выпускается по ТУ 2121-400-05763441-2002 «Кислота сульфаминовая техническая»;

-ингибированная соляная кислота – жидкость от бесцветного до желтого цвета, массовая доля хлористого водорода в пределах 22-24 %, плотность при 20 °С, г/см³ в пределах 1,108-1,119, скорость коррозии стали в соляной кислоте при 20 °С, г/(м²·ч) не более 0,25. Выпускается по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия».

Сущность способа заключается в следующем.

Осуществляют последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава, в результате которой происходит термогазохимическая реакция. При окислении бинарной смеси и инициатора взаимодействия в добывающей скважине образуется газовая фаза из продуктов окисления и происходит её химическое и физическое воздействие на скелет породы обрабатываемого пласта и пластовую жидкость. Вследствие реакции возникают избыточное давление и температура, определяемые временем горения бинарной смеси и степенью замкнутости пространства, приводящее к образованию микротрещин в обрабатываемом пласте. При этом тепловой фактор приводит к снижению вязкости нефти. За счет учета приемистости скважины и объема закачиваемой бинарной смеси происходит регулируемая термогазохимическая реакция в щадящем температурном режиме. Приготовленная гомогенная бинарная смесь, безопасная и обладает низкой взрывоопасностью на устье скважины. Для контроля процесса термогазохимической реакции бинарной смеси с инициатором взаимодействия используют глубинный манометр и термометр.

Закачка кислотного состава - 12 % -ного водного раствора ингибированной соляной кислоты за счет растворения карбонатной составляющей обрабатываемого пласта улучшает приемистость низкопроницаемых пропластков и предотвращает смыкание трещин после воздействия термогазохимической реакцией бинарной смеси.

По предлагаемому способу проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте высоковязкой нефти или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, дебит жидкости. Предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды.

Устанавливают низ колонны насосно-компрессорных труб на подошву обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы обрабатываемого пласта), при наличии нескольких пропластков – на подошву нижнего обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы нижнего обрабатываемого пласта). Проверяют колонну насосно-компрессорных труб на герметичность.

Перед проведением работ производят опрессовку насосно-компрессорных труб и арматуры на 1,5 кратное от ожидаемого рабочего давления, но не менее 15,0 МПа.

Устанавливают пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации. Устанавливают хвостовую часть насосно-компрессорных труб ниже пакера на подошву обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы обрабатываемого пласта).

В зависимости от приемистости добывающей скважины определяют объем бинарной смеси. При приемистости от 48 до 249 м³/сут закачивают 2-4 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м³/сут до 360 м³/сут закачивают 4-7 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта.

В качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1.

Готовят бинарную смесь, так 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия вводят в 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры из расчета 1 м³ 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия на 1 м³ 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры. Предлагаемые концентрация и соотношение объемов водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия бинарной смеси дает максимально высокую температуру термогазохимической реакции и протекание термогазохимической реакции в основной части бинарной смеси, что приводит к наиболее эффективному прогреву обрабатываемого пласта.

Далее производят закачку инициатора взаимодействия. Выбирают инициатор взаимодействия бинарной смеси в зависимости от необходимой температуры разогрева обрабатываемого пласта, определяемой по вязкости нефти в пластовых условиях и минерализации попутно добываемой воды. Определение вязкости нефти в пластовых условиях и минерализации попутно добываемой воды с целью выбора инициатора взаимодействия позволяет провести обработку пласта в «щадящем» режиме, что исключает преобразование нефти в пластовых условиях и отрицательное воздействие на цементный камень за эксплуатационной колонной, обеспечивает доставку его в зону протекания термогазохимической реакции, перемешивание с бинарной смесью в пласте и протекание реакции в полном объеме.

При вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм³ и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У реагента Жель максимальной температурой разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 102 °С. При вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм³ в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У формалина максимальная температура разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 100 °С. При вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с и любой минерализации попутно добываемой воды в качестве инициатора взаимодействия используют 15 %-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У 15 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты максимальная температура разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 90 °С.

Так как при минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм³ и выше происходят образование накипи и процессы коррозии, а также появляются окалины, то в способе применяют реагент Жель, который включает компоненты, препятствующие выпадению осадков и продуктов коррозии.

Подобранная концентрация инициатора взаимодействия позволяет замедлить начало реакции бинарной смеси, снижая взрывоопасность способа.

Далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.

Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.

Бинарную смесь готовят в производственных цехах по приготовлению химпродуктов и доставляют по отдельности на добывающую скважину в автоцистернах в виде 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры и 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия.

Отдельно в автоцистерне доставляют на добывающую скважину инициатор взаимодействия.

Закачивают бинарную смесь, состоящую из 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры и 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия, по колонне насосно-компрессорных труб (раствор нитрита натрия и раствор аммиачной селитры закачивают одновременно через тройниковое устройство, из расчета 1м³ нитрита натрия на 1 м³ аммиачной селитры).

Закачивают буфер жидкости глушения в объёме 0,5–1,0 м³.

Затем закачивают весь объем инициатора взаимодействия по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата, минимальная скорость закачки инициатора реакции регулирует скорость термогазохимической реакции бинарной смеси, не взрывоопасно.

Продавливают инициатор взаимодействия в обрабатываемый пласт жидкостью глушения в объеме, превышающем объем насосно-компрессорных труб на 5–10 %. Далее производят остановку добывающей скважины на реагирование на 3-5 ч.

После технологической остановки добывающей скважины на термогазохимическую реакцию (3-5 ч) в добывающую скважину закачивают кислотный состав - 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме, равном половине объема бинарной смеси, на максимально возможной скорости с расходом не менее 10 м³/ч, и продавливают в пласт жидкостью глушения в объеме насосно - компрессорных труб плюс 1-2 м³, обеспечивающим вытеснение 12 % -ного водного раствора ингибированной соляной кислоты из добывающей скважины.

Оставляют добывающую скважину на реагирование в течении 24 ч.

Проводят заключительные работы по освоению добывающей скважины.

Примеры практического применения способа.

Пример 1. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 48 м³/сут, перфорированная толщина пласта (пластов) h = 5 м (интервал пласта 1322-1327 м), вязкость нефти в пластовых условиях – 30 мПа·с, минерализация попутно добываемой воды –250 г/дм³, начальный дебит скважины по нефти –1,3 т/сут и обводненность добываемой продукции – 90 %, плотность воды – 1,17 кг/л. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на глубину 1327 м. Объем насосно-компрессорных труб равен 4,0 м³.

Установили пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации, хвостовая часть насосно-компрессорных труб ниже пакера устанавливается на подошву обрабатываемого пласта.

Определили объем бинарной смеси. При приемистости 48 м³/сут объем бинарной смеси составил 10 м³.

Закачали бинарную смесь, состоящую из 50 %-ного водного раствора аммиачной селитры в объеме 5 м³ и 45 %-ного водного раствора нитрита натрия в объеме 5 м³ по колонне насосно-компрессорных труб.

Продавили буфером жидкости глушения в объёме 0,5 м³.

Закачали инициатор взаимодействия - реагент Жель в объеме 0,1 м³ по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата.

Продавили инициатор взаимодействия в пласт жидкостью глушения в объеме 4,5 м³, оставили скважину на технологическую паузу в течение 3 ч.

После чего закачали в скважину 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, в объеме 5 м³ на максимально возможной скорости.

Продавили 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт жидкостью глушения в объеме насосно – компрессорных труб плюс 1-2 м³ (6 м³).

Оставили скважину на реагирование в течении 24 часов. Провели заключительные работы по освоению скважины в соответствии с планом работ заказчика.

Результаты исследований скважины показали, что дебит нефти составил 2,9 т/сут, прирост дебита нефти – 1,6, обводненность – 75 %, обводненность уменьшилась на 15 % (см. пример 1, табл.).

Пример 2. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 285 м³/сут, интервал перфорации пласта – 7,6 м (интервал пласта 1210 - 1217,6 м), вязкость нефти в пластовых условиях – 255 мПа·с, минерализация попутно добываемой воды – 180 г/дм³, начальный дебит скважины по нефти –3,3 т/сут и обводненность добываемой продукции – 86 %, плотность воды – 1,12 кг/л. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на глубину 1217 м. Объем насосно-компрессорных труб равен 3,7 м³.

Установили пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации, хвостовая часть насосно-компрессорных труб ниже пакера устанавливается на подошву обрабатываемого пласта.

Определили объем бинарной смеси. При приемистости 285 м³/сут объем бинарной смеси составил 37,58 м³.

Закачали бинарную смесь, состоящую из 53,3 %-ного водного раствора аммиачной селитры в объеме 18,79 м³ и 48,3 %-ного водного раствора нитрита натрия в объеме 18,79 м³ по колонне насосно-компрессорных труб.

Продавили буфером жидкости глушения в объёме 0,8 м³.

Закачали инициатор взаимодействия - формалин в объеме 0,75 м³ по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата.

Продавили инициатор взаимодействия в пласт жидкостью глушения в объеме 4 м³.

Оставили скважину на технологическую паузу на 5 ч.

После чего закачали в скважину 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, в объеме 18,79 м³ на максимально возможной скорости.

Продавили 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт жидкостью глушения в объеме насосно – компрессорных труб плюс 1-2 м³ (5,7 м³).

Оставили скважину на реагирование в течении 24 ч.

Провели заключительные работы по освоению скважины в соответствии с планом работ заказчика.

Результаты исследований скважины показали, что дебит нефти составил 5,9 т/сут, прирост дебита нефти – 2,6, обводненность – 62 %, обводненность уменьшилась на 24 % (см. пример 14, табл.).

Остальные примеры практического применения способа обработки нефтяного пласта выполнили аналогично, их результаты приведены в таблице.

Из таблицы видно, что после проведения предлагаемого способа происходит увеличение среднесуточного дебита нефти на одну добывающую скважину в среднем на 1,99 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,33 %.

Полученные результаты показывают, что способ обработки нефтяного пласта в добывающей скважине повышает эффективность обработки призабойной зоны нефтяного пласта, а именно увеличивает охват воздействием, расширяет технологические возможности способа за счет регулирования термогазохимической реакции в щадящем температурном режиме путем учета приемистости скважины и объема закачиваемой бинарной смеси, безопасной для применения на устье скважины, обладающей низкой взрывоопасностью, при этом снижается коррозия колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта.

Таблица. Результаты осуществления способа обработки нефтяного пласта

№ участка нагнетательной скважины	Показатели работы добывающей скважины	Показатели работы добывающих скважин по участку	Бинарная смесь (БС)	Инициатор взаимодействия	Объем 12 -% ингибированной соляной кислоты, м3
	Перфорированная толщина пласта, м	Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	Минерализация попутно добываемой воды, г/дм3	Приемистость, м3/сут		Средний дебит нефти по участку, т/сут	Средняя обводненность добываемой продукции, %	Общий объем, м3	Водный раствор аммиачной селитры	Водный раствор нитрита натрия	Реагент Жель	Формалин	15-ный водный раствор сульфаминовой кислоты
до закачки	после закачки	прирост	до закачки	после закачки	снижение	Объем, м3	Мас. %	Объем, м3	Мас. %	Объем, м3	% от объема БС	Объем, м3	% от объема БС	Объем, м3	% от объема БС
1	5	30	250	48	1,3	2,9	1,6	90	75	15	10,00	5,00	50,00	5,00	45,00	0,10	1,00	-	-	-	-	5,00
2	4,7	180	200	90	2,8	5,1	2,3	88	71	17	11,28	5,64	51,00	5,64	46,00	0,23	2,00	-	-	-	-	5,64
3	8	499	300	249	3,3	4,9	1,6	87	64	23	32,00	16,00	55,00	16,00	50,00	0,96	3,00	-	-	-	-	16,00
4	4,9	499	199	48	1,1	2,9	1,8	86	68	18	9,70	4,85	50,00	4,85	45,00	-	-	0,10	1,00	-	-	4,85
5	5	30	150	120	2,1	3,2	1,1	88	63	25	13,50	6,75	52,50	6,75	47,50	-	-	0,27	2,00	-	-	6,75
6	6,2	240	50	245	2,4	3,9	1,5	87	65	22	24,49	12,25	54,90	12,25	49,50	-	-	0,73	3,00	-	-	12,25
7	7	29	200	180	3,1	5,3	2,2	89	73	16	23,10	11,55	53,00	11,55	48,00	-	-	-	-	0,92	4,00	11,55
8	8,3	15	120	249	2,9	5,4	2,5	89	71	18	33,12	16,56	55,00	16,56	50,00	-	-	-	-	1,66	5,00	16,56
9	6	25	180	50	2,7	4,8	2,1	87	69	18	12,00	6,00	50,00	6,00	45,00	-	-	-	-	0,36	3,00	6,00
10	5,6	220	250	250	1,8	3,2	1,4	87	65	22	22,40	11,20	50,00	11,20	45,00	0,22	1,00	-	-	-	-	11,20
11	7,6	499	270	310	2,7	4,9	2,2	85	64	21	42,71	21,36	53,50	21,36	48,50	0,85	2,00	-	-	-	-	21,36
12	9,4	45	200	360	3,3	5,3	2	88	68	20	65,52	32,76	55,00	32,76	50,00	1,97	3,00	-	-	-	-	32,76
13	6,3	490	199	260	3	5,8	2,8	87	64	23	26,90	13,45	50,50	13,45	45,50	-	-	0,27	1,00	-	-	13,45
14	7,6	255	180	285	3,3	5,9	2,6	86	62	24	37,58	18,79	53,30	18,79	48,30	-	-	0,75	2,00	-	-	18,79
15	9,6	30	150	360	3,1	4,9	1,8	87	69	18	66,91	33,46	55,00	33,46	50,00	-	-	2,01	3,00	-	-	33,46
16	5	14	230	250	2,5	4,5	2	88	67	21	20,00	10,00	50,00	10,00	45,00	-	-	-	-	0,60	3,00	10,00
17	7,9	29,5	200	290	2,4	4,6	2,2	87	64	23	40,13	20,07	54,10	20,07	49,10	-	-	-	-	1,57	3,90	20,07
18	9,7	20	120	360	3,4	5,6	2,2	88	66	22	67,61	33,80	55,00	33,80	50,00	-	-	-	-	3,38	5,00	33,80

Полезная модель относится к измельчительному оборудованию торфяной промышленности и может найти применение при добыче торфяного сырья карьерным способом для измельчения экскавированного торфяного сырья с одновременным его усреднением и сепарацией древесных включений.

Известен фрезерный культиватор (Авторское свидетельство SU 1445570, опубл. 23.12.1988), включающий раму и два симметрично расположенных горизонтальных фрезерных барабана, каждый из которых посредством шарнирной муфты соединен с механизмом привода и снабжен кожухами.

Недостатком является симметричное расположение горизонтальных фрезерных барабанов, при работе которых измельченное торфяное сырье скапливается в полости барабанов, что требует остановки технологического процесса, чистки оборудования и приводит к снижению производительности устройства.

Известна режущая коронка для горной машины (патент РФ № 2096611, опубликовано 20.11.1997) включающая полый корпус, лобовину, винтовые лопасти, держатели и подразделяющие инструменты.

Недостатком является сплошная форма породоразрушающего инструмента. При вращении и перемещении корпуса коронки породоразрушающий инструмент вступает во взаимодействие с разрушаемым материалом и осуществляет его разрушение. После разрушения породоразрушающий инструмент подгребает отбитую горную массу к специальному погрузочному устройству, тем самым затрачивая дополнительную энергию на перемещение разрушенного материала, что приводит к снижению производительности устройства.

Известен фрезерный барабан для машин, добывающих измельченный торф (Авторское свидетельство СССР № 25583, опубликовано 31.03.1932), включающий расположенные по образующим цилиндра, связанные на валу его муфтами уголковые полосы. На несущих полках последних укреплена вертикально пилообразно зазубренная полоса в один или несколько винтовых ходов, причем зубцы, составленной из отдельных кольцевых или сегментных частей, полосы снабжены с рабочей стороны режущей поверхностью в виде верхней полого скошенной грани, предназначенной для фрезерования пней, и нижней крутой – для фрезерования торфяной массы.

Недостатком технического решения являются наличие зубцов пилообразной полосы. При взаимодействии зубцов с разрушаемым материалом подвергаются измельчению все древесные включения, поступающие с торфяным сырьем, и не сепарируются крупные древесные включения, тем самым затрачивая дополнительную энергию на измельчение, а также снижая качество измельченного торфяного сырья, повышая его засоренность древесными включениями, что приводит к снижению качества.

Известно устройство для экскавации торфяной залежи (Авторское свидетельство SU № 179747, опубликовано 28.11.1966), которое включает фрезу и рассекатели. Фреза выполнена в виде насаженных на вал дисков с прикрепленными на них плоскими изогнутыми ножами, расположенными по винтовой линии пространственного цилиндра, образуемого вращением дисков.

Недостатком является то, что в конструкции рассматриваемого устройства расстояние между плоскими изогнутыми ножами, установленными на дисках слишком большое, следовательно, при использовании данной фрезы для измельчения экскавированного торфяного сырья нарушенной структуры, часть торфяного сырья будет попадать в полость пространственного цилиндра не подвергаясь измельчению, тем самым снижает производительность устройства и качество продукции.

Известен исполнительный орган устройства для разрушения минеральных сред и искусственных материалов (патент РФ № 2055184, опубликовано 27.02.1996), принятый за прототип, состоящий из корпуса в виде барабана цилиндрической формы и закрепленных на барабане инструменто-держателей с разрушающими инструментами.

Недостатком данного исполнительного органа является барабан цилиндрической формы, установленный на горизонтальной оси, что приводит к скоплению материала внутри барабана, забиванию полости конструкции материалом и, как следствие, снижению производительности устройства.

Техническим результатом является снижение энергоемкости процесса измельчения и усреднение торфяного сырья и сепарация древесных включений.

Технический результат достигается тем, что ось барабана расположена под углом α в диапазоне от 6 до 10° к горизонту таким образом, что поверхность барабана в нижней части лежит под двойным углом конусности β, а в верхней – горизонтальна,

разрушающий инструмент выполнен в форме проходных полукольцевых ножей, которые выполненные в виде косых отрезков трубы с режущей кромкой, причем каждый нож установлен на конической поверхности барабана над овальным отверстием, которое выполнено на образующей конического барабана.

Устройство поясняется следующими фигурами:

фиг. 1– общая схема устройства;

фиг. 2 – общая схема устройства, вид спереди;

фиг. 3 – проходной полукольцевой нож;

фиг. 4 – проходной полукольцевой нож, вид спереди;

фиг. 5 – проходной полукольцевой нож, вид сбоку, где:

1 – полый барабан;

2 – проходные полукольцевые ножи;

3 – бункер-питатель;

4 – угол α;

5 – угол β;

Устройство для фрезерной обработки экскавированного торфяного сырья содержит исполнительный орган, состоящий из полого барабана 1 (фиг. 1, 2) в форме конуса, на нем жёстко закреплены проходные полукольцевые ножи 2 (фиг. 1 - 5). Бункер-питатель 3 (фиг. 1, 2) жёстко закреплен на полом барабане 1. Разрушающий инструмент выполнен в форме проходных полукольцевых ножей 2 (фиг. 1 - 5) выполненных в форме косых отрезков труб с режущей кромкой. Проходные полукольцевые ножи 2 установлены на конической поверхности барабана над овальными отверстиями, а сами отверстия выполнены на образующей конического барабана. Ось барабана расположена под углом α 4 в диапазоне от 6 до 10° к горизонту таким образом, что поверхность барабана в нижней части лежит под двойным углом конусности β 5, а в верхней – горизонтальна. При расположении оси фрезы под углом α <6° эвакуация измельченного торфяного сырья будет затрудняться, и оно будет накапливаться в полости барабана, что может привести к снижению производительности устройства. При расположении оси фрезы под углом α >10° рабочая поверхность фрезы уменьшится, что может привести к снижению производительности.

Устройство работает следующим образом. Экскавированное торфяное сырье поступает в бункер-питатель 3 (фиг.1, 2) устройства для фрезерной обработки экскавированного торфяного сырья и под собственным весом опускается на поверхность исполнительного органа, выполненного в виде конического полого барабана 1 (фиг.1, 2). При вращении конического полого барабана проходные полукольцевые ножи 2 (фиг.1-5) отрезают стружки торфяного сырья, которые под действием собственного веса попадают внутрь барабана и высыпаются в штабель.

Устройство позволяет при фрезерной обработке экскавированного торфяного сырья нарушенной структуры обрабатываемый материал не подвергается перемещению проходными полукольцевыми ножами, а попадает внутрь барабанной фрезы под собственным весом и покидает его полость за счет того, что ось фрезы расположена под углом.

Способ обработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт приготовленной на устье скважины бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды, в зависимости от приемистости определяют объем бинарной смеси, при приемистости от 48 до 249 м³/сут закачивают 2-4 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м³/сут до 360 м³/сут закачивают 4-7 м³ бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, в качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55%-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50%-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1, далее производят закачку инициатора взаимодействия, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм³ и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3% от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дм³ в качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3% от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с в качестве инициатора взаимодействия используют 15%-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5% от объема бинарной смеси, далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.