[go: up one dir, main page]

WO2018160156A1 - Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта - Google Patents

Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта Download PDF

Info

Publication number
WO2018160156A1
WO2018160156A1 PCT/UA2018/000017 UA2018000017W WO2018160156A1 WO 2018160156 A1 WO2018160156 A1 WO 2018160156A1 UA 2018000017 W UA2018000017 W UA 2018000017W WO 2018160156 A1 WO2018160156 A1 WO 2018160156A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
reservoir
fluid
zone
formation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/UA2018/000017
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Сергей Петрович МАЛИГОН
Алексей Александрович ПАЛЬКО
Алексей Владимирович СИМОНЕНКО
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Individual
Original Assignee
Individual
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Individual filed Critical Individual
Priority to US16/489,930 priority Critical patent/US10947827B2/en
Priority to RU2019129971A priority patent/RU2751694C2/ru
Publication of WO2018160156A1 publication Critical patent/WO2018160156A1/ru
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging

Definitions

  • the invention relates to the oil field, and in particular to methods of increasing the productivity of oil wells by changing the permeability of the reservoir to increase the flow rate of the wells, as well as the rate of flow of liquid minerals (oil, gas, gas condensate, etc.) into the wells to increase their productivity and intensification of liquid mining.
  • the volume of production of liquid minerals from the near-wellbore zone of a productive formation per day depends on a number of parameters, primarily on the permeability of the formation. To ensure the necessary rate of liquid hydrocarbon outflow from the reservoir areas remote from the well to the production site, periodic restoration or improvement of the permeability of the reservoir is required.
  • the productivity of a well depends on the density and viscosity of oil, the presence of deposits of paraffin and asphalt-resinous substances in the reservoir and near-wellbore zone.
  • sludge particles together with the drilling fluid, clog the near-wellbore zone, impairing the filtration properties of the reservoir, which initially reduces the level of production, even before the well is put into operation.
  • Hydraulic fracturing is a rather expensive technology that requires the use of equipment with a high level of energy consumption, as well as a long time for processing rock. Moreover, the results of its application are difficult to control, and, as experience in its application in oil fields has shown, such results are unstable in both quantitative and temporal respects.
  • a common technology for restoring or increasing the flow rate of liquid minerals (hereinafter referred to as fluid) from a productive formation is to change its structure by means of hydrogen thermogasochemical treatment of the near-wellbore zone of the specified formation, which leads to decompression of rock in the near-wellbore zone and, accordingly, to increase the permeability of the formation, due to the formation of macro- and microcracks in the rock and, accordingly, the creation of channels for fluid flow to the extraction site.
  • thermobarochemical treatment of a reservoir and a device for its implementation see patent for invention KZ (13) A (11) 17779, M. class. E21 B 43/24).
  • the method is carried out due to thermobarochemical effects on the reservoir, as a result of which some decompression of the reservoir is provided.
  • the device which is used for thermobarochemical treatment of the bottom-hole zone of the formation, includes thermogas and air chambers made in housings of sealed tubular elements, which are separated by a combustible element sealed between the chambers, while the combustible element is made of gas-emitting solid end-face fuel.
  • the disadvantage of this method is the low productivity, in view of low effectiveness of the chemical effect on the reservoir from the side of the combustible material, as well as a short exposure to the reservoir (not more than one hour).
  • the main effect is carried out on the reservoir and the zone of mudding, however, there is no effect on the fluid located in the specified reservoir.
  • thermochemical treatment of a reservoir and a combustible-oxidizing composition for its implementation (see patent RU N ° 2153065, M. CL E21 B43 / 24, E21 B43 / 25, publ. 20.07.2000), which includes injection into the near-wellbore zone productive formation of a combustible-oxidative mixture and then delivery to the specified zone of the combustion initiator, which is used as a composition based on alkali metal borohydride and methanol or diethyl ether and / or solid isopropylcarborane.
  • the hot oxidizing mixture contains a complex compound of oxalic acid diamide and nitric acid, salicylic acid acetic ester, potassium permanganate, isopropylcarborane, water and ammonium nitrate.
  • the disadvantage of this method is the high cost of the components used, as well as the complexity of obtaining isopropylcarborane.
  • the implementation of the method is associated with a high risk for well equipment and maintenance personnel. This is due to the fact that the initiator of combustion is delivered to the zone of the reservoir in a sealed container using a winch, where the container is blown up using cord torpedoes powered by an electric power source.
  • Such a method of introducing a combustion initiator into a zone of a productive formation is fraught with the risk of a torpedo failing or incomplete reaction of the components of a combustion initiator with a combustible-oxidizing mixture.
  • thermochemical processing of a productive formation includes the delivery through a tubing to the near-wellbore zone of the productive formation of a combustible-oxidative mixture , hydroreacting composition and stabilizing additives.
  • the disadvantages of this invention is the use of time-consuming and expensive components of a hydroreacting composition, in particular boron intermetallic compounds.
  • the disadvantages include the low productivity of the method due to the production of hydrogen in one stage, which reduces the potential for its use, and also does not allow to control the process of heat and gas evolution.
  • the concentration of the components of these solutions is significantly reduced due to dilution with water, which leads to a decrease in the reaction temperature of heat and gas evolution, and also does not allow to really control the process of thermochemical exposure.
  • the hydroreactive mixtures are evenly distributed in the process fluids Ns 1 and Ns 2, due to which most of the hydrogen is oxidized directly in the wellbore without affecting the reservoir and fluid.
  • the present invention is to develop a method of complex impact on the near-wellbore zone of the reservoir, in which through the use of stepwise hydrogen thermogasochemical and acid effects on the near-wellbore zone
  • Another objective of the method of complex impact on the near-wellbore zone of the reservoir is to increase the production rate of the selected well in relation to neighboring wells, which
  • stepwise processing of the specified formation is performed.
  • the well is plugged water or a kill fluid, then through the tubing into the bottom of the well serves technological fluid ⁇ ° 1, with a density of 1, 3-1, 4 g / cm 3 , which leads to filling it with the bottom of the well in the interval from the bottom to the upper section of the perforation .
  • the composition of the process fluid N Q 1 includes a combustion initiator, which is used as sodium hydride NaH and passivated by an oxide film nanoaluminum powder AI at a ratio of 1: (2-5) sodium hydride powder NaH to nanoaluminum powder AI, respectively.
  • catalysts which are the zeolites that make up the sandstone that makes up the formation rock.
  • various high-molecular paraffins are converted into a mixture of hydrogen-saturated low molecular weight compounds.
  • the porosity of the formation and, consequently, the permeability of the formation increase.
  • the second processing stage is carried out after completion of the first processing stage.
  • the tubing is installed in the perforation zone of the well and then the technological fluid 3 is fed into the well, which is used as an acid solution containing hydrochloric acid with a concentration of 12-15% in an amount of 0.4-1.5 m 3 per 1 m of the thickness of the reservoir.
  • the productive layer heated in the first stage is subjected to additional acid treatment to increase the multiple microcracks newly formed in the first stage of the proposed method and to improve the filtration characteristics of the formation.
  • the productive formation heated in the first stage is treated with acid.
  • a redox mixture (OVS-1) is used as the process fluid Ns 1 in the following ratio of ingredients:
  • Ns 2 use a redox mixture (OVS-2) in the following ratio of ingredients:
  • FIG. 1 shows a diagram of a well with tubing lowered into the bottom for supplying a process fluid NQ 1
  • FIG. 2 is a diagram of a well with tubing raised above the upper portion of the perforation for supplying a process fluid N Q 2 to the well;
  • FIG. 3 is a diagram of a well with tubing installed in the area of the perforation section for supplying Ns 3 process fluid to the well.
  • the method of complex impact on the near-wellbore zone of the reservoir was carried out as follows.
  • hydrogen thermogasochemical effect was made on the near-wellbore zone of the reservoir.
  • the well 1 with the perforation section 2 located in the zone of the productive formation 3 was plugged with water or a kill fluid (see Fig. 1).
  • the tubing 4 in the bottom hole 1 was fed technological liquid Ns 1, density 1, 3-1, 4 g / cm 3 .
  • N Q 1 After filling the face with the process fluid N Q 1, the tubing was raised to a height of 20-25 m above the upper section of perforation 2 (see Fig. 2).
  • the process fluid Ns 2 density 1, 6-1, 8 g / cm 3 , which, entering the zone of interaction of the process fluids Ns 1 and Ns 2, was mixed with the process fluid Ns 1, as a result of which the exothermic reaction of heat and gas evolution with increasing temperature and pressure in the near-wellbore zone of the reservoir 3.
  • the composition of the indicated process fluids Ns 1 and Ns 2 included hydroreactive mixtures, combustible oxidizing mixtures, and a combustion initiator.
  • the exothermic reaction of heat and gas evolution ensured the heating of productive formation 3 and the formation of multiple microcracks in it, which led to an improvement in its filtration characteristics.
  • the complex effect on the near-wellbore zone of the productive formation 3 was carried out in two stages, at the first of which a combustion initiator containing a hydroreacting composition was additionally introduced into the technological fluid Ns 1, which was used sodium hydride NaH and passivated with an oxide film nanoaluminum powder AI at a ratio of 1: (2-5) sodium hydride NaH powder to nano aluminum AI powder, respectively.
  • the light fractions of the fluid in particular the light fractions of oil, evaporated during heating, and with subsequent cooling and condensation, solvent rims formed, resulting in a sharp increase in the efficiency of displacing the fluid (oil) from the reservoir 3.
  • the use of the new method simultaneously allowed bottom-hole zone of well 1, reservoir 3 and fluid, and also increase the flow rate of the well by 2-10 times.
  • Hydrogen generated during the exothermic reaction penetrated the reservoir 3 containing fluid, in particular oil, resulting in hydrocracking of the oil, as well as multi-stage destructive hydrogenation, which enriched paraffins with hydrogen — hydrogenation — and cracked hydrogenated feed under pressure of hydrogen in the presence of catalysts which were the zeolites that make up the sandstone of which the formation rock 3 is composed.
  • various high Ecological paraffins turned into a mixture of low molecular weight compounds saturated with hydrogen.
  • tubing 4 was installed in the perforation zone 2 of well 1 (see Fig. 3), and then Ns 3 technological fluid was fed into well 1, which was used as an acid solution containing hydrochloric acid with a concentration of 12-15% in the amount of 0.4-1, 5 m 3 per 1 m of the thickness of the productive formation 3.
  • the productive layer 3 heated in the first stage was subjected to additional acid treatment to increase the multiple microcracks newly created in the first stage of the proposed method and form the developed channel structure to improve the filtration characteristics of the formation 3.
  • No 1 included the following ingredients: ammonium nitrate NH 4 NO3 - 44.0-54.0 wt.%; sodium hydride NaH - 2.8-3.2 wt.%; nanoaluminum AI powder - 5.6 - 15.6 wt.%; hydrazine nitrate N2H5NO3 - 3.0-5.0 wt.%; oxamide nitrate C2O2 (NH2) 2-HNO3 -1, 0-3.0 wt.%; dihydroxymethylcarborane ⁇ 4 ⁇ 16 ⁇ 10 ⁇ 2 (99.9%) - 3.0-5.0 wt.%; hydrocarbon fuel - 8-13 wt.%; sodium chloride NaCI and / or potassium chloride KCI - 4.5 to 5.5 wt.%; nitric acid NOZ-7-9 wt.%; emulsifier - 0.5 to 3.0 wt.%., water -10 -15 wt.%.
  • Tall oil distillate mixed with OP-10 wetting agent in a ratio of 1: 1 by weight was used as an emulsifier, and a mixture of diesel fuel and mineral oil in a ratio of 1: 2 by weight, respectively, was used as a hydrocarbon fuel.
  • an oxidizing agent nitric acid and water
  • a mixture of liquid hydrocarbon fuel with an emulsifier and their subsequent mixing at a temperature of 80 ° C.
  • sodium or potassium chlorides, or a mixture of them in an amount of 4.5-5.5 wt.%
  • ammonium nitrate were dissolved in a single container in water, then hydrazine nitrate, oxamide nitrate and nitric acid in the above amounts were added.
  • hydrocarbon fuel and an emulsifier were mixed, and then heated to 80 ° C, after which, with thorough mixing, the solution from the second tank was poured into the first.
  • a combustion initiator containing a hydroreacting composition was additionally introduced into the process liquid Ns 1, which was used as sodium hydride NaH and passivated by an oxide film nanoaluminum powder AI at a ratio of 1: (2-5) sodium hydride powder NaH to nanoaluminum powder AI, respectively.
  • composition of the process fluid Ns 2 included the following ingredients: sodium nitrite NaN02 - 18.0-23.0 wt.%; hydrocarbon fuel - 8.0-13.0 wt.%; urea CO (NH2) 2 - 22.0-28.0 wt.%; sodium chloride NaCI and / or potassium chloride KCI - 4.5 to 5.5 wt.%; emulsifier - 0.5 to 3.0 wt.%; 9-BBN dimer ⁇ 16 ⁇ 30 ⁇ 2 - 1, 0-3.0 wt.%; o-carboran C2B10H12 (99.9%) - 3.0-6.0 wt.% water - 24.0-27.0 wt.%.
  • chlorides were dissolved in water in a single container sodium or potassium, or a mixture thereof in an amount of 4.5 to 5.5 wt.%, and then sodium nitrite in an amount of 18.0-23.0 wt.%.
  • hydrocarbon fuel and emulsifier were mixed in the above amounts, and then heated to 80 ° C, after which, with thorough mixing, the solution from the second container was poured into the first.
  • the required number of mixtures of OVS-1 and OVS-2 was calculated based on the structure of well 1 and the volume of its sump. Both technological fluids N Q 1 and N Q 2 after entering the well 1 occupied the space in the cavity of the well 1 from the bottom of the well to the upper perforation holes 2. The ratio of the OVS-1 and OVS-2 mixtures was 1: 1 by weight.
  • ammonia is an inhibitor of the decomposition of ammonium nitrate and can lead to attenuation of the decomposition reaction
  • o-carborane was used as a compound that reacts with ammonia, and hydrogen was formed as a result of the reaction between ammonia and o-carborane:
  • N2H5NO3 6 N 2 + 10 N 2 0 + O2 ®
  • the amount of combustion initiator included in the process fluid N ° 1, which was used as sodium hydride NaH and passivated by an oxide film, nanoaluminum AI powder at a ratio of 1: (2-5) sodium hydride powder NaH to nanoaluminum powder AI, respectively, amounted to 1, 0 -5.0 may. % of the total mass of process fluids Ns 1 and Ns 2.
  • the tubing 4 was lowered to the level of the perforation holes 2 and pumped into the reservoir 3 technological fluid NQ 3 to expand microcracks and create a branched channel structure , for the flow of oil in the rock.
  • Technological liquid Ns 3 used to implement the second stage of the implementation of the proposed method contained hydrochloric acid HCI with a concentration of 12-15% in the form of an acid solution.
  • the composition of the process fluid Ns 3 included ammonium chloride NH4CI 10.0- 12.0 ac%; and glacial acetic acid CH3COOH 5.0-8.0 as.%, which prevented the formation and precipitation of iron hydroxide, clogging the near-wellbore zone of the reservoir 3.
  • the amount of acid solution was calculated according to the standard scheme: 0.4-1, 5 m 3 per 1 m of processing capacity of the reservoir 3. After that, the well was developed using standard methods and the results of the proposed method were evaluated.
  • Tests have shown that the claimed method of complex impact on the near-wellbore zone of the reservoir significantly improves the filtration and hydrodynamic characteristics of the bottom-hole zone of the wells and allows to increase oil production by 2-10 times.
  • Tests of the claimed method were carried out at two wells of the Karazhanbas field and at one well of the Zhetybai field, the Republic of Ukraine.
  • Well Ns 798 Karazhanbas is located on the edge of the Karazhanbas field, does not contact with injection wells. Neighboring wells are characterized by identical productivity indicators, reservoir pressure is much lower than in wells with artificial maintenance of reservoir pressure. Effective formation thickness 7 m. Well depth 470 m; perforation zone: 396.2-401, 0 m; 407.8-408.4 m; 418.3-420.0 m. Productivity data before treatment: well flow rate by fluid (fluid) 0. W - 3 m 3 / day; well flow rate for oil Q H -1, 6 t / day.
  • Ns 1 and Ns 2 were prepared, a combustion initiator, which was used sodium hydride NaH and passivated with an oxide film nanoaluminum powder AI at a ratio of 1: 3 powder of sodium hydride NaH to the powder of nanoaluminum AI, respectively, and process fluid Ns 3 (OVS-3).
  • the amount of OVS-1 mixture with a density of 1.3 g / cm 3 was 300 l or 390 kg, of which ammonium nitrate NH4NO3 was 172.0 kg, sodium hydride NaH was 12.0 kg, Al nanoaluminium powder - 36.0 kg, hydrazine nitrate N2HsNO3 -15.6 kg, oxamide nitrate C202 (NH2) 2-HN03 -7.8 kg, dihydroxymethylcarborane C 4 H1bVu02 (99.9%) - 15.6 kg, hydrocarbon fuel - 34.0 kg, sodium chloride NaCI - 18.0 kg, nitric acid HNO3 - 31, 2 kg, emulsifier - 7.8 kg, water - 40.0 kg.
  • the amount of the OVS-2 mixture with a density of 1.6 g / cm 3 was 250 l or
  • the inventive method was implemented under conditions of well treatment Ns 798 as follows.
  • the tubing 4 was lowered to the bottom of the well. Further, through the tubing 4, damping fluid in the volume of 1 m 3 pressed through 1 L of processing liquid 300 Ns 1 (OBC-1), a density of 1, 3 g / cm 3. Then (see Fig. 2) the tubing 4 was lifted above the upper section of perforation 2 and installed at a depth of 365 m, after which, 250 L of technological fluid Ns 2 (OVS-2) was poured and squeezed with a kill fluid in volume 1, 1 m 3 .
  • OCS-1 technological fluid Ns 2
  • the process fluid Ns 2 entering the zone of interaction of the process fluids Ns 1 and Ne 2 was mixed with the process fluid Ns 1, resulting in an exothermic reaction of heat and gas evolution with increasing temperature and pressure in the near-wellbore zone of the productive formation 3.
  • the tube and annulus were opened, the tubing 4 (see Fig. 3) was lowered to the depth of the upper perforation section 2 - 396.0 m, and pumped, with a squeezing fluid extruding in a volume of 1, 5 m 3 , 1300 kg of process fluid Ns 3.
  • N ° 1 (OVS-1) and N Q 2 (OVS-2) were prepared, a combustion initiator, which was used sodium hydride NaH and passivated with an oxide film nanoaluminum powder AI at a ratio 1: 3 powder of sodium hydride NaH to powder nanoaluminum AI, respectively, and process fluid NQ 3 (OVS-3).
  • the amount of OVS-1 mixture with a density of 1.3 g / cm 3 was 300 l or 390 kg, of which ammonium nitrate NH 4 NO3 - 185.0 kg, sodium hydride NaH - 11.0 kg, nanoaluminum powder AI - 33, 0 kg, hydrazine nitrate N2HsNO3 -18.6 kg, oxamide nitrate C2O2 (NH2) 2-HNO3 - 5.7 kg, dihydroxymethylcarborane ⁇ 4 ⁇ 16 ⁇ 10 ⁇ 2 (99.9%) - 1.18 kg, hydrocarbon fuel - 29.4 kg, sodium chloride NaCl - 19.5 kg; nitric acid NOZ-28.0 kg, emulsifier 3.0 kg, water 45.0 kg.
  • the amount of OVS-2 mixture with a density of 1.6 g / cm 3 was 350 l or 560 kg, of which sodium nitrite NaNO2 was 30.0 kg, hydrocarbon fuel was 56.6 kg, urea CO (NH2) 2 was 140, 0 kg, 9-BBN dimer ⁇ 16 ⁇ 30 ⁇ 2 - 12.0 kg; o-carboran C2B10H12 - 27.0 kg, potassium chloride KCI - 30.4 kg; emulsifier - 14.0 kg, water - 150.0 kg.
  • the inventive method was implemented in the processing conditions of the well N Q 6047 as follows.
  • the process fluid Ns 2 entering the zone of interaction between the process fluids Ns 1 and Ns 2 was mixed with the process fluid Ns 1, resulting in an exothermic reaction of heat and gas evolution with increasing temperature and pressure in the near-wellbore zone of the reservoir.
  • the tube and annulus were closed and the well was left for 24 hours.
  • the tube and annulus were opened, the tubing was lowered to a depth of the upper perforation section of 407 m, and it was pumped with a squeezing fluid of 1, 5 m 3 , 1000 kg of process liquid Ns 3.
  • Well Ns 3332 Zhetybai It has been operating for more than 25 years, neighboring wells are characterized by identical productivity indicators. It is characterized by low water cut (10%) and a strong gas effect. Effective formation thickness 9 meters. Perforation zone: 2357.0-2360.5 m; 2364.5-2370.5 m.
  • Density of degassed oil 0.84 g / cm 3 , asphalt / resinous / paraffin substances: up to 28.6%. Oil pour point: +30 ° C. Reservoir pressure: 173 atm. Downhole pressure: 159 atm.
  • the average daily productivity 3 months before the treatment the flow rate of the well in fluid (fluid). Ozh - 5m 3 ; well flow rate for oil Q H - 3.8 t / day.
  • the amount of OVS-1 mixture with a density of 1.3 g / cm 3 was 300 l or 390 kg, of which ammonium nitrate ⁇ 4 ⁇ 3 was 173.0 kg, sodium hydride NaH was 10.0 kg, nanoaluminum powder AI was 30, 0 kg, hydrazine nitrate N2HsN03 -18.5 kg, oxamide nitrate C202 (NH2) 2-HN03 -1 1.7 kg, dihydroxymethylcarborane C 4 H1bVuOg - 7.0 kg hydrocarbon fuel - 33.6 kg, sodium chloride NaCI - 19 5 kg; HNO3 nitric acid - 35.0 kg, emulsifier - 1 1.7 kg, water - 40.0 kg.
  • the amount of OVS-2 mixture with a density of 1.6 g / cm 3 was 250 l or 400 kg, of which sodium nitrite NaN02 was 92.0 kg, hydrocarbon fuel was 51.0 kg, urea CO (NH2) 2 was 100, 0 kg, 9-BBN dimer ⁇ 16 ⁇ 30 ⁇ 2 - 5.0 kg; o-carboran C2B10H12 - 10.0 kg, potassium chloride KCI - 22.0 kg; emulsifier - 10.0 kg, water - 1 10.0 kg.
  • the inventive method was implemented in the processing conditions of the well Ne 3332 as follows.
  • the process fluid Ns 2 entering the zone of interaction between the process fluids Ns 1 and Ns 2 was mixed with the process fluid Ns 1, resulting in an exothermic reaction of heat and gas evolution with increasing temperature and pressure in the near-wellbore zone of the reservoir.
  • the tube and annulus were closed and the well was left for 24 hours.
  • the tube and annulus were opened, the tubing was lowered to a depth of the upper perforation section - 2358 m, and pumped, with punching a kill fluid in a volume of 5.5 m 3 , 1250 kg of process fluid Ns 3.
  • the technical result of the present invention is a complex effect on the near-wellbore zone of the reservoir, in which, along with the chemical and thermal effects on the reservoir, the physical effect is also ensured by creating pressure pulses generated by the evolving gases, resulting in improved filtration and hydrodynamic characteristics of the near-wellbore zone of the reservoir, as well as a significant increase in the permeability of the reservoir and the flow rate of wells is provided us.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей области. Технический результат - увеличение проницаемости пласта и дебита скважины. В способе комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта на первой стадии раздельно-последовательно подают в околоскважинную зону технологическую жидкость N° 1 плотностью 1,3-1,4 г/см3., затем технологическую жидкость N° 2 плотностью 1,6-1,8 г/см3, которая смешивается с технологической жидкостью N° 1. В результате этого осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением 20 температуры и давления в околоскважинной зоне. В состав указанных технологических жидкостей входят гидрореагирующие смеси, горюче- окислительные смеси и инициатор горения. В составе технологической жидкости N° 1 в качестве инициатора горения используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при их соотношении 1:(2-5) соответственно. На второй стадии в скважину подают технологическую жидкость N° 3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве в количестве 0,4- 1,5 на 1 м толщины продуктивного плата.

Description

СПОСОБ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКОЛОСКВАЖИННУЮ
ЗОНУ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей области, а именно к способам увеличения продуктивности нефтяных скважин, за счет изменения проницаемости продуктивного пласта для увеличения дебита скважин, а также скорости истечения жидких полезных ископаемых (нефти, газа, газового конденсата и др.) в скважины для повышения их производительности и интенсификации добычи жидких полезных ископаемых.
Известный уровень техники
Объем добычи жидких полезных ископаемых из околоскважинной зоны продуктивного пласта за сутки зависит от ряда параметров, в первую очередь от проницаемости пласта. Для обеспечения необходимой скорости истечения жидких углеводородов из областей пласта, отдаленных от скважины, к месту добычи требуется периодическое восстановление или улучшение проницаемости продуктивного пласта.
Наряду с этим производительность скважины зависит от плотности и вязкости нефти, наличия отложений парафина и асфальто-смолистых веществ в пласте и околоскважинной зоне. В процессе бурения скважины частицы шлама вместе с буровым раствором кольматируют околоскважинную зону, ухудшая фильтрационные свойства продуктивного пласта, что изначально снижает уровень добычи, еще до пуска скважины в эксплуатацию.
Все методы воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта в процессе эксплуатии можно разделить на три основные группы: химические (кислотная обработка, обработка с помощью ПАВ, химреагентами и органическими растворителями), механические (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, вибровоздействие) и тепловые (паро-тепловая обработка, горяче-кислотная обработка). Однако все они связаны с высокой стоимостью, высокой сложностью проведения работ, или малоэффективны в малопроницаемых продуктивных пластах, а также в пластах с высоковязкими жидкими полезными ископаемыми, в частности - нефтью. Наиболее эффективные из известных методов повышения проницаемости пласта базируются, как правило, на технологии гидроразрыва пласта. Однако известные технологии гидроразрыва пласта дорогостоящи и экологически не безопасны. Гидроразрыв представляет собой достаточно дорогостоящую технологию, которая требует использования оборудования с высоким уровнем энергопотребления, а также длительного времени обработки горной породы. При этом результаты ее применения трудно контролировать, и, как показал опыт ее применения на нефтяных месторождениях такие результаты нестабильны как в количественном, так и во временном отношениях.
Добыча жидких полезных ископаемых из продуктивного пласта требует достаточной проницаемости пласта для обеспечения необходимой скорости истечения жидкости в скважину из областей залежей, отдаленных от нее.
Распространенной технологией восстановления или увеличения скорости истечения жидких полезных ископаемых (далее - флюида) из продуктивного пласта является изменение его структуры посредством водородной термогазохимической обработки околоскважинной зоны указанного пласта, что приводит к разуплотнению горной породы в околоскважинной зоне и, соответственно, повышению проницаемости пласта, за счет образования макро- и микротрещин в горной породе и, соответственно, созданию каналов для поступления флюида к месту извлечения.
Известен способ термобарохимической обработки продуктивного пласта и устройство для его осуществления (см. патент на изобретение KZ (13) А (11 ) 17779, М. кл. Е21 В 43/24). Способ осуществляется за счет термобарохимического воздействия на продуктивный пласт, в результате которого обеспечивается некоторое разуплотнение продуктивного пласта. Устройство, которое используют для термобарохимической обработки призабойной зоны пласта, включает термогазовую и воздушную камеры, выполненные в корпусах из герметичных трубчатых элементов, которые разделены сгораемым элементом, герметично установленным между камерами, при этом сгораемый элемент выполнен из газовыделяющего твердого топлива торцевого горения.
Недостатком этого способа является низкая производительность, ввиду малой эффективности химического воздействия на продуктивный пласт со стороны сгораемого материала, а также непродолжительное воздействие на пласт (не более одного часа). При реализации известного способа основное воздействие осуществляется на продуктивный пласт и зону кольматации, однако отсутствует воздействие на флюид, находящийся в указанном пласте. Непродолжительность воздействия и опасность повредить обсадную колонну, в результате неконтролируемого взрыва, ограничивает применение данного способа.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления (см. патент RU N° 2153065, М. кл. Е21 В43/24, Е21 В43/25, опубл. 20.07.2000), который включает закачку в околоскважинную зону продуктивного пласта горюче-окислительной смеси и затем доставку в указанную зону инициатора горения, в качестве которого используют состав на основе боргидрида щелочного металла и метанола или диэтилового эфира и/или твердого изопропилкарборана. Г орюче-окислительная смесь содержит комплексное соединение диамида щавелевой кислоты и азотной кислоты, уксусный эфир салициловой кислоты, перманганат калия, изопропилкарборан, воду и нитрат аммония.
Недостатком этого способа является высокая стоимость используемых компонентов, а также трудоемкость получения изопропилкарборана. В то же время реализация способа сопряжена с высоким риском для оборудования скважины и обслуживающего персонала. Это связано с тем, что инициатор горения доставляют в зону продуктивного пласта в герметизированном контейнере с помощью лебедки, где осуществляют взрыв контейнера посредством использования шнуровой торпеды, питаемой от источника электроэнергии. Такой способ введения инициатора горения в зону продуктивного пласта чреват риском не срабатывания торпеды или неполного реагирования компонентов инициатора горения с горюче-окислительной смесью.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта (см. декларационный патент UA N° 46425 А, М. кл. Е21 В43/24, опубл. 15.05.2002) включающий в себя доставку через насосно-компрессорные трубы в околоскважинную зону продуктивного пласта горюче-окислительной смеси, гидрореагирующего состава и стабилизирующих добавок. Этот способ характеризуется тем, что в зону обработки раздельно-последовательно, путем использования буферной жидкости тетрахлорметана, закачивают двусложную горюче-окислительную смесь, которая при взаимодействии компонентов состава в зоне обработки продуктивного пласта инициирует воспламенение 5 системы горюче-окислительная смесь - гидрореагирующий состав, при соотношении массы воды к массе гидрореагирующего состава 2,7:36,0. В качестве гидрореагирующих добавок используют и нтер металл иды бора L1B2,
Figure imgf000006_0001
Недостатками этого изобретения является использование трудоемких в ю получении и дорогостоящих компонентов гидрореагирующего состава, в частности интерметаллидов бора. Также к недостаткам относится низкая продуктивность способа, обусловленная получением водорода в одну стадию, что снижает потенциал его использования, а также не позволяет управлять процессом теплогазовыделения.
15 Наиболее близким является способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта (см. патент UA Ns 102501 , Е21 В 43/24, опубл. 10.07.2013 ), согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заглушают водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-
20 компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую жидкость Ns 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см3, затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации и по ним в скважину подают технологическую жидкость N2 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия
25 технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, сообщающуюся посредство перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к зо прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия. Недостатками известного способа являются его низкие производительность и продуктивность, обусловленные тем, что технологические жидкости N° 1 и N° 2, представляют собой горюче- окислительные смеси, которые являются водными растворами солей, поэтому
5 во время и после заглушки водой или жидкостью глушения скважины концентрация компонентов этих растворов значительно снижается за счет разбавления водой, что приводит к снижению температуры реакции теплогазовыделения, а также не позволяет реально контролировать процесс термохимического воздействия. Также в известном способе ю гидрореагирующие смеси равномерно распределяются в технологических жидкостях Ns 1 и Ns 2, из-за чего большая часть водорода окисляется непосредственно в стволе скважины, не воздействуя на продуктивный пласт и флюид.
15 Сущность изобретения
Задачей настоящего изобретения является разработка способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, в котором за счет использования постадийного водородного термогазохимического и кислотного воздействия на околоскважинную зону
20 продуктивного пласта, наряду с химическим и тепловым воздействием на него, обеспечивается также физическое воздействие на указанный пласт.
Еще одной задачей способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта является повышение дебита выбранной скважины по отношению к соседним скважинам, которые
25 оказались заглиненными из-за кольматации призабойной зоны пласта. А также повышение дебита скважины в месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и низкой пористости горной породы, или долго простаивающих скважин, в том числе после их капитального или подземного ремонта, а также скважин, не реагирующих на другие методы зо интенсификации.
Для достижения поставленной задачи в известном способе комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, заглушают водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую жидкость Ns 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см3, затем устанавливают насосно- компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации и в скважину подают технологическую жидкость Ns 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, сообщающуюся посредство перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия, согласно изобретению, комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта ведут в две стадии, на первой из которых, указанной выше, в состав технологической жидкости Ns 1 дополнительно вводят инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соотственно, а затем, после завершения первой стадии, осуществляют вторую стадию обработки, при которой насосно- компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины, после чего в скважину подают технологическую жидкость Ns 3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1 ,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта.
Для осуществления заявляемого способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта выполняют постадийную обработку указанного пласта. При этом на первой стадии скважину заглушают водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины подают технологическую жидкость Ν° 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см3, что приводит к заполнению ею забоя скважины в интервале от забоя до верхнего участка перфорации. Затем поднимают насосно- компрессорные трубы и устанавливают их на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации, после чего через них в скважину подают технологическую жидкость NQ 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см3, которая смешивается с технологической жидкостью Ν° 1 , в результате чего в скважине осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления. Это происходит в результате взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и N° 2, в состав которых входят гидрореагирующие смеси и горюче-окислительные смеси. При этом в состав технологической жидкости NQ 1 входит инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно.
Поскольку зона взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, находящихся в скважине, сообщается посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, в последнем наблюдается рост температуры и давления. При этом происходит прогрев пласта, а возникающие импульсы давления приводят к образованию в нем множественных микротрещин. За счет воздействия на пласт гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических жидкостей Ns 1 и NQ 2, улучшаются фильтрационные характеристики пласта, в результате чего происходит его прогрев, снижается вязкость и увеличивается подвижность флюида, увеличивается смачиваемость горных пород, активизируется режим растворенного газа, обеспечивается лучшая очистка флюида от породы, а также рост интенсивности капиллярной пропитки малопроницаемых насыщенных флюидом зон пласта. Образующийся в результате экзотермической реакции теплогазовыделения водород проникает в содержащий флюид продуктивный пласт, в частности в продуктивный пласт, насыщенный нефтью, в результате чего в нем происходит гидрокрекинг нефти, а также многостадийная деструктивная гидрогенизация, представляющая собой процесс обогащения парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода в присутствии катализаторов, которыми являются цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода продуктивного пласта. В результате деструктивной гидрогенизации, различные высокомолекулярные парафины превращаются в смесь насыщенных водородом низкомолекулярных соединений. Также в результате химических реакций между продуктами реакции и породой пласта происходит повышение пористости породы и, следовательно, проницаемости пласта.
Вторую стадию обработки осуществляют после завершения первой стадии обработки. При второй стадии обработки насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины и затем в скважину подают технологическую жидкость 3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1 ,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта. В результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта. Прогретый на первой стадии продуктивный пласт обрабатывают кислотой. В отличие от обычной кислотной обработки кислота движется по вновь образованным в результате воздействия импульсов давления микротрещинам, расширяя их и создавая новую сеть микротрещин в породе, а не только расширяя старые микротрещины, как это обычно происходит при традиционных методах кислотной обработки, что часто ведет к образованию каверн и ухудшению проницаемости пласта.
В частном варианте реализации способа в качестве технологической жидкости Ns 1 используют окислительно-восстановительную смесь (ОВС-1) при следующем соотношении ингредиентов:
- нитрат аммония NH4NO3 - 44,0-54,0 мас.%;
- гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%;
- порошок наноалюминия AI - 5,6 - 15,6 мас.%;
- нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%;
- нитрат оксамида C202(NH2)2- HN03 - ,0-3,0 мас.%;
- дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%;
- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%; - хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%;
- азотная кислота Н1МОз - 7,0-9,0 мас.%;
- эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%;
- вода - 10,0 -15,0 мас.%,
а в качестве технологической жидкости Ns 2 используют окислительно- восстановительную смесь (ОВС-2) при следующем соотношении ингредиентов:
- нитрит натрия NaN02 - 18,0-23,0 мас.%;
- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%;
- мочевина CO(NH2)2 - 22,0-28,0 мас.%;
- 9-ББН димер С16НзоВ2 - 1 ,0-3,0 мас.%;
- о-карборан С2В10Н12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.%
- хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%;
- эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%;
- вода - 24,0-27,0 мас.%.
Примеры реализации изобретения
Для пояснения заявленного изобретения приведены чертежи, где:
на Фиг. 1 изображена схема скважины с насосно-компрессорными трубами, опущенными в забой для подачи технологической жидкости NQ 1 ; на Фиг. 2 - схема скважины с насосно-компрессорными трубами, поднятыми над верхним участком перфорации, для подачи в скважину технологической жидкости NQ 2;
на Фиг. 3 - схема скважины с насосно-компрессорными трубами, установленными в зоне участка перфорации, для подачи в скважину технологической жидкости Ns 3.
Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта осуществляли следующим образом. На первой стадии производили водородное термогазохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта. Для этого скважину 1 с участком перфорации 2, расположенным в зоне продуктивного пласта 3, заглушали водой или жидкостью глушения (см. Фиг. 1 ). Затем через насосно- компрессорные трубы 4 в забой скважины 1 подавали технологическую жидкость Ns 1 , плотностью 1 , 3-1 ,4 г/см3. После заполнения забоя технологической жидкостью NQ 1 поднимали насосно-компрессорные трубы на высоту 20-25 м над верхним участком перфорации 2 (см. Фиг. 2). Затем через них в скважину 1 подавали технологическую жидкость Ns 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта 3. В состав указанных технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2 входили гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения. Происходящая экзотермическая реакция теплогазовыделения обеспечила прогрев продуктивного пласта 3 и образование в нем множественных микротрещин, что привело к улучшению его фильтрационных характеристик.
Комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта 3 вели в две стадии, на первой из которых в состав технологической жидкости Ns 1 дополнительно вводили инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно.
Поскольку зона взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, находящихся в скважине 1 , сообщалась посредством перфорации 2 с околоскважинной зоной продуктивного пласта 3, в последнем наблюдался рост температуры и давления. При этом происходил прогрев продуктивного пласта 3, а возникающие импульсы давления приводили к образованию в нем множественных микротрещин. За счет воздействия на пласт 3 гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, улучшились фильтрационные характеристики пласта 3, в результате чего произошел его прогрев, снизилась вязкость и увеличилась подвижность флюида, в частном случае - нефти. В результате активизации режима растворенного газа, обеспечивался более эффективный отмыв флюида от породы пласта 3, а также увеличилась интенсивность капиллярной пропитки малопроницаемых насыщенных флюидом зон пласта 3. Также в результате химических реакций между продуктами реакции и породой происходило повышение пористости породы и проницаемости пласта 3.
Лёгкие фракции флюида, в частности лёгкие фракции нефти, при нагреве испарялись, а при последующем охлаждении и конденсации образовывали оторочки растворителя, в результате чего резко возросла эффективность вытеснения флюида (нефти) из продуктивного пласта 3. Таким образом, использование нового способа позволило одновременно воздействовать на призабойную зону скважины 1 , пласт 3 и флюид, а также повысить дебит скважины в 2-10 раз. Образующийся при экзотермическая реакция водород проникал в продуктивный пласт 3, содержащий флюид, в частности нефть, в результате чего происходил гидрокрекинг нефти, а также осуществлялась многостадийная деструктивная гидрогенизация, заключающаяся в обогащении парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода в присутствии катализаторов, которыми являлись цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода пласта 3. В результате деструктивной гидрогенизации различные высокомолекулярные парафины превращались в смесь насыщенных водородом низкомолекулярных соединений.
После завершения первой стадии осуществляли вторую стадию обработки. На второй стадии насосно-компрессорные трубы 4 устанавливали в зоне перфорации 2 скважины 1 (см. Фиг.З), а затем в скважину 1 подавали технологическую жидкость Ns 3, в качестве которой использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1 ,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта 3. Таким образом, прогретый на первой стадии продуктивный пласт 3 подвергали дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь созданных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и образования разветвленной структуры каналов для улучшения фильтрационных характеристик пласта 3.
В соответствии с вышеизложенным, в состав технологической жидкости
No 1 входили следующие ингредиенты: нитрат аммония NH4NO3 - 44,0-54,0 мас.%; гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%; порошок наноалюминия AI - 5,6- 15,6 мас.%; нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%; нитрат оксамида C2O2(NH2)2- HNO3 -1 ,0-3,0 мас.%; дигидрооксиметилкарборан С4Н 16В10О2 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%; углеводородное горючее - 8-13 мас.%; хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%; азотная кислота НЫОз -7-9 мас.%; эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%., вода -10 -15 мас.%.
В качестве эмульгатора использовали дистиллят таллового масла в смеси со смачивателем ОП-10 в отношении 1 :1 по массе, а в качестве углеводородного горючего - смесь дизельного топлива и минерального масла в отношении 1 :2 по массе, соответственно.
Способ получения технологической жидкости N° 1 , а именно окислительно-восстановительной смеси (ОВС-1), включал раздельное приготовление водного раствора окислителя (азотная кислота и вода) и смеси жидкого углеводородного горючего с эмульгатором и последующее смешивание их при температуре 80°С. Сначала в одной емкости в воде растворяли хлориды натрия или калия, или их смесь в количестве 4,5-5,5 мас.%, а затем нитрат аммония, после этого добавляли нитрат гидразина, нитрат оксамида и азотную кислоту в вышеуказанных количествах. В другой емкости при температуре 70 °С смешивали углеводородное горючее и эмульгатор, а затем нагревали до 80 °С, после чего, при тщательном перемешивании, раствор из второй емкости переливали в первую. Также в состав технологической жидкости Ns 1 дополнительно вводили инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно.
В состав технологической жидкости Ns 2 входили следующие ингредиенты: нитрит натрия NaN02 - 18,0-23,0 мас.%; углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%; мочевина CO(NH2)2 - 22,0-28,0 мас.%; хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%; эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%; 9-ББН димер С16Н30В2 - 1 ,0-3,0 мас.%; о-карборан С2В10Н12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.% вода - 24,0-27,0 мас.%.
Способ получения технологической жидкости N° 2, а именно окислительно-восстановительной смеси (ОВС-2), включал раздельное приготовление водного раствора нитрита натрия и смеси жидкого углеводородного горючего с эмульгатором и последующее смешивание их при температуре 80 °С. Сначала в одной емкости в воде растворяли хлориды натрия или калия, или их смесь в количестве 4,5 - 5,5 мас.%, а затем нитрит натрия в количестве 18,0-23,0 мас.%. В другой емкости, при температуре 70 °С, смешивали углеводородное горючее и эмульгатор, в вышеуказанных количествах, а затем нагревали до 80 °С, после чего, при тщательном перемешивании, раствор из второй емкости переливали в первую.
Необходимое количество смесей ОВС-1 и ОВС-2 рассчитывали исходя из строения скважины 1 и объема ее зумпфа. Обе технологические жидкости NQ 1 и NQ 2 после поступления в скважину 1 занимали в полости скважины 1 пространство от дна скважины до верхних отверстий перфорации 2. Соотношение смесей ОВС-1 и ОВС-2 составляло 1 :1 по массе.
Благодаря собственной повышенной плотности технологические жидкости Ns 1 и NQ 2 образовали зону взаимодействия между собой напротив отверстий перфорации 2, выполненных в обсадной трубе скважины 1. При смешении технологических жидкостей NQ 1 и NQ 2 начинался процесс взаимодействия между ними, в результате которого осуществлялась экзотермическая реакция и начинал вырабатываться водород, который через отверстия перфорации 2 поступал в продуктовый пласт 3. При этом в зумпфе скважины 1 начинали происходить следующие реакции:
NaH + Н2О = Н2 + NaOH+Q ®
Образующийся в результате реакции (Ϊ), гидрооксид натрия удалял оксидную пленку с поверхности порошка наноалюминия AI, в результате чего происходила реакция:
Figure imgf000015_0001
Выделившийся в реакциях ® и (2) водород, за счет того, что гидрореагирующие компоненты располагались напротив отверстий перфорации, сразу поступал в пласт 3. В результате происходил гидрокрекинг нефти, а также многостадийная деструктивная гидрогенизация, состоящая из обогащения парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода, в присутствии катализаторов, которыми являлись цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода.
Одновременно, с реакцией (Ϊ) и (2), происходила реакция между нитритом натрия, мочевиной и кислотой:
2NaNO2+CO(NH2)2+2H+=2N2+CO2+3H2O+Na++Q (з) Двуокись углерода, образованная по реакции (з), способствовала отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшала возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещались в порах и микротрещинах породы и фазовая проницаемость нефти увеличивалась. Следует отметить, что при растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1 ,5-1 ,7 раза при растворении в ней СОг вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти.
В результате реакции (Г), (2) и (3) выделялось тепло, необходимое для начала разложения нитрата аммония, которое происходило при температуре 110-160 °С:
Figure imgf000016_0001
Также, дополнительное газовыделение происходило при гидролизе, не прореагировавшей полностью по реакции ©, мочевины:
CO(NH2)2+ НзО =>CO2+2NH3+Q
Так как аммиак является ингибитором разложения нитрата аммония и может привести к затуханию реакции его разложения, в качестве соединения, вступающего в реакцию с аммиаком использовался о-карборан, при этом в результате реакции между аммиаком и о-карбораном образовывался водород:
O-C2Bl0Hl2+3NH3- C2B9Hl2+B(NH2)2NH3+H2 (D
После достижения температуры 170-200 °С начинался следующий этап разложения нитрата аммония:
NH4NO3- N2O+2H2O+Q (б),
который заканчивался при достижении температуры 200 °С. Выше этой температуры происходило бурное разложение нитрата аммония, с резким повышением давления и созданием импульсов давления в зумпфе скважины 1 , которое достигало до 50 МПа, в зависимости от приемистости скважины по газу:
2NH4NO3- 2N2+4H2O+O2+Q ©
Одновременно с разложением нитрата аммония происходило разложения нитрата оксамида, в результате чего, дополнительно, образовывались газы - теплоносители СО2 , N2 с температурой выше 200 °С, а также водород:
2θ2θ2(ΝΗ2)2·ΗΝθ3 = 3 N2+4CO2 +2Н20 +ЗН2 +Q ®
После достижения температуры в 300 °С начиналось разложение гидрида титана с образованием водорода:
TiH2- Ti+H2 (D
а также происходила реакция разложения нитрата гидразина, что приводило к возникновению дополнительных импульсов давления и повышению температуры до 300-350 °С:
4 N2H5NO3 = 6 N2 + 10 Н20 + О2 ®
Водород, образованный в реакциях (8) и ®, частично поступал в пласт, а также, частично окисляясь, вступал в реакцию с кислородом, образующимся в результате реакций (7) и (Ю), что давало дополнительное количество тепла для прогрева пласта:
2H2+02=2H20+Q ©
Таким образом, за счет воздействия на пласт 3 гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических жидкостей NH и N. 2, обеспечивался прогрев пласта 3, а также улучшались его фильтрационные характеристики, снижалась вязкость и увеличивалась подвижность флюида (нефти).
Количество включенного в состав технологической жидкости N° 1 инициатора горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, составило 1 ,0-5,0 мае. % от суммарной массы технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2. По истечении 4-24 часов после завершения первого этапа насосно-компрессорные трубы 4 опускали на уровень отверстий перфорации 2 и закачивали в пласт 3 технологическую жидкость NQ 3 для расширения микротрещин и создания разветвленной структуры каналов, для течения нефти в горной породе.
Технологическая жидкость Ns 3, используемая для осуществления второй стадии реализации заявляемого способа, содержала соляную кислоту HCI с концентрацией 12-15% в виде кислотного раствора. Наряду с этим в состав технологической жидкости Ns 3 входили хлорид аммония NH4CI 10,0- 12,0 ас.%; и ледяная уксусная кислота СНзСООН 5,0-8,0 ас.%, которые препятствовали образованию и выпадению гидроокиси железа, засоряющей околоскважинную зону продуктивного пласта 3. Количество кислотного раствора рассчитывали по стандартной схеме: 0,4-1 ,5 м3 на 1 м обрабатываемой мощности пласта 3. После этого, проводили освоение скважины стандартными методами и осуществляли оценку результатов заявляемого способа.
Испытания показали, что заявленный способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта значительно улучшает фильтрационные и гидродинамические характеристики призабойной зоны скважин и позволяет повысить добычу нефти в 2-10 раз.
Примеры реализации заявленного способа.
Испытания заявленного способа были проведены на двух скважинах месторождения Каражанбас и на одной скважине месторождения Жетыбай, Республика Казахстан.
ПРИМЕР Ns 1.
Скважина Ns 798 Каражанбас находится на краю залежи месторождения Каражанбас, не контактирует с нагнетательными скважинами. Соседние скважины характеризуются идентичными показателями продуктивности, пластовое давление значительно ниже, чем в скважинах с искусственным поддержанием пластового давления. Эффективная толщина пласта 7 м. Глубина скважины 470 м; зона перфорации: 396,2-401 ,0 м; 407,8-408,4 м; 418,3-420,0 м. Данные по продуктивности до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду) 0.ж - 3 м3/сутки; дебит скважины по нефти QH-1 ,6 т/сутки.
Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические жидкости Ns 1 (ОВС-1) и Ns 2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, и технологическая жидкость Ns 3 (ОВС-3).
Количество смеси ОВС-1 , плотностью 1 ,3 г/см3, составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH4NO3 - 172,0 кг, гидрид натрия NaH - 12,0 кг, порошок наноалюминия Al - 36,0 кг, нитрат гидразина N2HsNO3 -15,6 кг, нитрат оксамида C202(NH2)2-HN03 -7,8 кг, - дигидрооксиметилкарборан С4Н1бВю02 (99,9%) - 15,6 кг, углеводородное горючее - 34,0 кг, хлорид натрия NaCI - 18,0 кг, азотная кислота HNO3 - 31 ,2 кг, эмульгатор - 7,8 кг, вода - 40,0 кг.
Количество смеси ОВС-2, плотностью 1 ,6 г/см3, равнялось 250 л или
400 кг, из них нитрит натрия NaN02 - 90,0 кг, углеводородное горючее - 45,0 кг, мочевина CO(NH2)2 - 1 10,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 5,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 20,0 кг, хлорид калия KCI - 20,0 кг; эмульгатор - 10,0 кг, вода - 100,0 кг.
В качестве технологической жидкости Ns 3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCI - 1300 кг с концентрацией 12,5 %.
Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины Ns 798 следующим образом.
В скважину 1 , заглушённую жидкостью глушения (см. Фиг. 1 ), опустили насосно-компрессорные трубы 4 до забоя скважины. Далее, через насосно- компрессорные трубы 4, жидкостью глушения, в объеме 1 ,1 м3 продавили 300 л технологической жидкости Ns 1 (ОВС-1 ), плотностью 1 ,3 г/см3. Затем (см. Фиг. 2) подняли насосно-компрессорные трубы 4 над верхним участком перфорации 2 и установили на глубине 365 м, после чего, залили 250 л технологической жидкости Ns 2 (ОВС-2), и продавили жидкостью глушения в объеме 1 ,1 м3. В результате технологическая жидкость Ns 2, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ne 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта 3. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину 1 на 16 часов. Через 16 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы 4 (см. Фиг. 3) на глубину верхнего участка перфорации 2 - 396,0 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 1 ,5 м3, 1300 кг технологической жидкости Ns 3.
После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина вошла в стабильный режим работы и достигла следующей продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) Ож - 5м3; дебит скважины по нефти QH - 3,2 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился в 2 раза.
ПРИМЕР Ns 2.
Скважина Ns 6047 Каражанбас. Глубина скважины - 475 м; зона перфорации: 407,4-409,9 м; 410,3-41 1 ,3 м; 428,8-432,8 м; 442-446,4 м; 447,2- 448,7 м. Данные по продуктивности до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду) <Эж - 31 м3; дебит скважины по нефти QH - 2,3 т/сутки.
Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические жидкости N° 1 (ОВС-1 ) и NQ 2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, и технологическая жидкость NQ 3 (ОВС-3).
Количество смеси ОВС-1 , плотностью 1 ,3 г/см3, составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH4NO3 - 185,0 кг, гидрид натрия NaH - 11 ,0 кг, порошок наноалюминия AI - 33,0 кг, нитрат гидразина N2HsNO3 -18,6 кг, нитрат оксамида C2O2(NH2)2-HNO3 - 5,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9%) - 1 1 ,8 кг, углеводородное горючее - 29,4 кг, хлорид натрия NaCI - 19,5 кг; азотная кислота НЫОз- 28,0 кг, эмульгатор - 3,0 кг, вода - 45,0 кг.
Количество смеси ОВС-2, плотностью 1 ,6 г/см3, равнялось 350 л или 560 кг, из них нитрит натрия NaNO2 - 30,0 кг, углеводородное горючее - 56,6 кг, мочевина CO(NH2)2 - 140,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 12,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 27,0 кг, хлорид калия KCI - 30,4 кг; эмульгатор - 14,0 кг, вода - 150,0 кг.
В качестве технологической жидкости Ns 3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCI - 1000 кг с концентрацией 14 %.
Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины NQ 6047 следующим образом.
В скважину, заглушённую жидкостью глушения, опустили насосно- компрессорные трубы до забоя скважины. Далее, через насосно- компрессорные трубы, жидкостью глушения, в объеме 1 ,3 м3 продавили 300 л технологической жидкости NQ 1 (ОВС-1), плотностью 1 ,3 г/см3. Затем подняли насосно-компрессорные трубы над верхним участком перфорации и установили на глубине 390 м, после чего, залили 350 л технологической жидкости Ns 2 (ОВС-2) и продавили жидкостью глушения в объеме 1 ,2 м3. В результате технологическая жидкость Ns 2, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину на 24 часа. Через 24 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы на глубину верхнего участка перфорации - 407 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 1 ,5 м3, 1000 кг технологической жидкости Ns 3.
После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина заработала стабильно и достигла продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) 0.ж - 32,6м3; дебит скважины по нефти QH - 6,72 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился почти в 3 раза. ПРИМЕР Ns 3
Скважина Ns 3332 Жетыбай. Эксплуатируется более 25 лет, соседние скважины характеризуются идентичными показателями продуктивности. Характеризуется низкой обводнённостью (10%) и сильным влиянием газа. Эффективная толщина пласта 9 метров. Зона перфорации: 2357,0-2360,5 м; 2364,5-2370,5 м.
Плотность дегазированной нефти: 0,84 г/см3, асфальто/смолисто/пара- финовые вещества: до 28,6%. Температура застывания нефти: +30 °С. Пластовое давление: 173 атм. Забойное давление: 159 атм.
Среднесуточная продуктивность за 3 месяца до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду). Ож - 5м3; дебит скважины по нефти QH - 3,8 т/сутки.
Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические жидкости Ne 1 (ОВС-1) и Ns 2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, и технологическая жидкость Ns 3 (ОВС-3).
Количество смеси ОВС-1 , плотностью 1 ,3 г/см3, составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония ΝΗ4Νθ3 - 173,0 кг, гидрид натрия NaH - 10,0 кг, порошок наноалюминия AI - 30,0 кг, нитрат гидразина N2HsN03 -18,5 кг, нитрат оксамида C202(NH2)2- HN03 -1 1 ,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С4Н1бВюОг - 7,0 кг углеводородное горючее - 33,6 кг, хлорид натрия NaCI - 19,5 кг; азотная кислота HNO3 - 35,0 кг, эмульгатор - 1 1 ,7 кг, вода - 40,0 кг.
Количество смеси ОВС-2, плотностью 1 ,6 г/см3, равнялось 250 л или 400 кг, из них нитрит натрия NaN02 - 92,0 кг, углеводородное горючее - 51 ,0 кг, мочевина CO(NH2)2 - 100,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 5,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 10,0 кг, хлорид калия KCI - 22,0 кг; эмульгатор - 10,0 кг, вода - 1 10,0 кг.
В качестве технологической жидкости Ns 3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCI - 1250 кг с концентрацией 12,5%.
Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины Ne 3332 следующим образом.
В скважину, заглушённую жидкостью глушения, опустили насосно- компрессорные трубы до забоя скважины. Далее, через насосно- компрессорные трубы, жидкостью глушения, в объеме 7,1 м3 продавили 300 л технологической жидкости Ns 1 (ОВС-1), плотностью 1 ,3 г/см3. Затем подняли насосно-компрессорные трубы над верхним участком перфорации 2 и установили на глубине 2340 м, после чего, залили 400 л технологической жидкости NQ 2 (ОВС-2) и продавили жидкостью глушения в объеме 7,1 м3. В результате технологическая жидкость Ns 2, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину на 24 часа. Через 24 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы на глубину верхнего участка перфорации - 2358 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 5,5 м3, 1250 кг технологической жидкости Ns 3.
После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина 1 заработала стабильно и достигла продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) <3ж - 26,7 м3; дебит скважины по нефти QH - 21 ,0 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился в 5,5 раза.
Технический результат
Техническим результатом настоящего изобретения является комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, при котором, наряду с химическим и тепловым воздействием на продуктивный пласт, обеспечивается и физическое воздействие на него, за счет создания импульсов давления, образуемых выделяющимися газами, в результате которых улучшаются фильтрационные и гидродинамические характеристики околоскважинной зоны продуктивного пласта, а также обеспечивается существенное увеличение проницаемости пласта и дебита скважины.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, заглушают водой или жидкостью глушения, затем через насосно- компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую жидкость Ne 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см3, затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации, после чего через них в скважину подают технологическую жидкость Ne 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ne 1 и Ne 2, сообщающуюся посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической жидкостью Ne 1 , в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических жидкостей Ne 1 и Ns 2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия, отличающийся тем, что комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта ведут в две стадии, на первой из которых, указанной выше, в состав технологической жидкости Ne 1 дополнительно вводят инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, а затем, после завершения первой стадии, осуществляют вторую стадию обработки, при которой насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины и затем в скважину подают технологическую жидкость Ne 3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 2- 5% в количестве 0,4-1 ,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве технологической жидкости N° 1 используют окислительно-восстановительную смесь (ОВС-1 ) при следующем соотношении ингредиентов:
- нитрат аммония NH4NO3 - 44,0-54,0 мас.%;
- гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%;
- порошок наноалюминия AI - 5,6 - 15,6 мас.%;
- нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%;
- нитрат оксамида C2O2(NH2)2-HNO3 - 1 ,0-3,0 мас.%;
- дигидрооксиметилкарборан С4Н1бВю02 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%;
- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%;
- хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%;
- азотная кислота HNO3 - 7,0-9,0 мас.%;
- эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%;
- вода - 10,0 - 5,0 мас.%,
а в качестве технологической жидкости Ns 2 используют окислительно- восстановительную смесь (ОВС-2) при следующем соотношении ингредиентов:
- нитрит натрия NaNO2 - 18,0-23,0 мас.%;
- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%;
- мочевина CO(NH2)2 - 22,0-28,0 мас.%;
- 9-ББН димер С16Н30В2 - ,0-3,0 мас.%;
- о-карборан С2В10Н12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.%
- хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%;
- эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%;
- вода - 24,0-27,0 мас.%.
PCT/UA2018/000017 2017-03-03 2018-02-26 Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта Ceased WO2018160156A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/489,930 US10947827B2 (en) 2017-03-03 2018-02-26 Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation
RU2019129971A RU2751694C2 (ru) 2017-03-03 2018-02-26 Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
UAA201702064 2017-03-03
UAA201702064A UA119068C2 (uk) 2017-03-03 2017-03-03 Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018160156A1 true WO2018160156A1 (ru) 2018-09-07

Family

ID=63371424

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/UA2018/000017 Ceased WO2018160156A1 (ru) 2017-03-03 2018-02-26 Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10947827B2 (ru)
RU (1) RU2751694C2 (ru)
UA (1) UA119068C2 (ru)
WO (1) WO2018160156A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11454098B2 (en) 2020-05-20 2022-09-27 Saudi Arabian Oil Company Methods for wellbore formation using thermochemicals
US11497655B2 (en) 2018-12-31 2022-11-15 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Absorbent articles with curved elasticized laminates

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112322270B (zh) * 2020-10-19 2023-01-24 中国石油大学(华东) 一种油田压裂液用持续自生热产气体系及其制备方法
US12486446B2 (en) * 2022-07-05 2025-12-02 Halliburton Energy Services, Inc. Catalyst for exothermic reaction in a wellbore

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU97109595A (ru) * 1997-06-05 1999-05-10 И.Г. Зезекало Способ и композиция для обработки пласта
UA102501C2 (ru) * 2013-03-11 2013-07-10 Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта
WO2014167012A1 (de) * 2013-04-10 2014-10-16 Wintershall Holding GmbH Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6488086B1 (en) * 2000-08-23 2002-12-03 Evgeniy Venediktovich Daragan Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same
AP2013006781A0 (en) * 2010-08-24 2013-03-31 Tctm Ltd Method and apparatus for thermally treating an oilreservoir
US9228424B2 (en) * 2011-05-31 2016-01-05 Riverbend, S.A. Method of treating the near-wellbore zone of the reservoir
US10081759B2 (en) * 2012-10-09 2018-09-25 Eric John Wernimont Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment
CN102942913B (zh) * 2012-11-22 2014-09-24 吉林冠通能源科技有限公司 一种应用于浅井加氢热气化学增产的溶液组份
US20140158578A1 (en) * 2012-12-06 2014-06-12 Jason Varan Folding apparatus for the containment and transport of bottles and method of use
US9932518B2 (en) * 2013-05-14 2018-04-03 Montgomery Chemicals Llc Method for enhancing the permeability of a geological formation
US9664018B2 (en) * 2013-06-19 2017-05-30 Dri Frac Technologies Ltd. Method for fracturing subterranean rock
US10060237B2 (en) * 2013-11-22 2018-08-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation
US20160230522A1 (en) * 2014-09-09 2016-08-11 Noel Daniel DEEPGAD Bitumen-Heavy Oil Extraction process

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU97109595A (ru) * 1997-06-05 1999-05-10 И.Г. Зезекало Способ и композиция для обработки пласта
UA102501C2 (ru) * 2013-03-11 2013-07-10 Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта
WO2014167012A1 (de) * 2013-04-10 2014-10-16 Wintershall Holding GmbH Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
LOGINOV, B.G. ET AL.: "Rukovodstvo po kislotnym obrabotkam skvazhin", 1966, NEDRA, Moscow, pages: 42,50,124,196 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11497655B2 (en) 2018-12-31 2022-11-15 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Absorbent articles with curved elasticized laminates
US11752042B2 (en) 2018-12-31 2023-09-12 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Absorbent articles with curved elasticized laminates
US11454098B2 (en) 2020-05-20 2022-09-27 Saudi Arabian Oil Company Methods for wellbore formation using thermochemicals

Also Published As

Publication number Publication date
RU2751694C2 (ru) 2021-07-15
US10947827B2 (en) 2021-03-16
US20200240249A1 (en) 2020-07-30
RU2019129971A3 (ru) 2021-04-05
UA119068C2 (uk) 2019-04-25
RU2019129971A (ru) 2021-04-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10081759B2 (en) Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment
CA2736894C (en) A method for performing thermochemical treatment of an oil reservoir
RU2525386C2 (ru) Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта
US4078610A (en) Low friction loss method for fracturing a subterranean geothermal earth formation
RU2373385C1 (ru) Способ обработки призабойных зон добывающих скважин
CA2744556C (en) Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir
US20190093463A1 (en) Hydraulic Fracturing with Nanobubbles
US20170037716A1 (en) A method for the recovery and exploration of hydrocarbons from a subterraneous reservoir by means of gases, a system and an apparatus for the execution of the method
US10947827B2 (en) Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation
US10450499B2 (en) Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
WO2018212674A1 (ru) Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс
US11454098B2 (en) Methods for wellbore formation using thermochemicals
US20140096958A1 (en) Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment
RU2401381C1 (ru) Способ обработки пласта
RU2030568C1 (ru) Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта
MX2011003125A (es) Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea.
CA2908906A1 (en) Method for hydraulic fracking of an underground formation
RU2645058C1 (ru) Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием
RU2624858C1 (ru) Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием
US11827849B2 (en) Gas generating compositions and uses
WO2021010935A1 (ru) Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr»
RU2801030C2 (ru) Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов
US20250270912A1 (en) Methods and systems of clean-up for a fracturing fluid
UA79373U (ru) Способ извлечения углеводородного сырья из нефтегазоконденсатных пластов

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18760719

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18760719

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1