Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин

Изобретение относится к области повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Технический результат - повышение продуктивности скважин. В способе обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины, включающем доставку в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, воду, гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов, и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью, используют ГРС, включающий, по меньшей мере, гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложениий нефти, не являющийся растворителем хлористого алюминия, при объеме растворителя не менее объема порового пространства гранул, до доставки определяют погонный вес ГРС по приведенной эмпирической формуле. 2 табл.

 

Изобретение относится к области повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта с помощью реагентов, способных вступать в термохимические реакции со скважинной жидкостью.

Известны подобные способы термохимического воздействия на призабойную зону /патент США №4002119, заявка на изобретение №99123423/03, патент РФ №2186206/.

Так, в патенте №4002119 и в заявке на изобретение №99123423/03 предлагается использовать термохимический контейнер, заполненный щелочным металлом или сплавами щелочных металлов, которые после погружения в скважину и вскрытия контейнера взаимодействуют с водой скважинной жидкости.

Однако существенным недостатком этих способов является то, что работа с предлагаемыми химическими реагентами, в частности с щелочными металлами, например калием, очень опасна. Перевозить и хранить их можно только под слоем инертной жидкости в запаянных сосудах или специально оборудованных цистернах. Перевозка и хранение контейнеров также требует особых мер предосторожности, так как случайная разгерметизация их может привести к тяжелейшим несчастным случаям из-за высокой химической активности щелочных металлов и сплавов щелочных металлов, их способности загораться с взрывом при попадании влаги.

Известны также способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления /патент РФ №2219333/, где для обработки призабойной зоны скважины используют термогазогенератор с тепловыделяющим веществом в виде карбида кальция, доставляемым в обрабатываемый интервал скважины в герметичном контейнере, внутри которого размещен сосуд с водой, и осуществляют инициирование тепловыделяющего вещества обеспечением контакта карбида кальция с водой путем разгерметизации сосуда с наземного пульта управления.

Вода взаимодействует с карбидом кальция с выделением тепла и ацетилена.

СаС₂+2Н₂О=Са(ОН)₂+С₂Н₂+12,72 кДж

При больших давлениях и температуре ацетилен разлагается на углерод и водород с выделением значительного количества тепла, равного 224,8 кДж.

Результирующая реакция будет идти по следующему итоговому уравнению:

СаС₂+2Н₂О=Са(ОН)₂+2С+Н₂+352,38 кДж.

При пересчете на килограмм карбида кальция тепловыделение составит 5400 кДж. Продолжительность действия термогазогенератора на основе карбида кальция определяется размерами его кусков (грануляции).

Недостатками способа и устройства являются ограничения по способам доставки тепловыделяющего вещества на забой скважины. Отсутствует возможность доставки карбида кальция на забой закачкой по трубам, обусловленная высокой реакционной способностью с водой, размерами и формой кусков (гранул). Здесь доставка тепловыделяющегося вещества производится в контейнере при атмосферном давлении. При этом объем контейнера должен быть увеличен на 1/3 для установки сосуда с водой. Необходимость тщательной герметизации контейнера усложняет проведение обработок скважин и снижает их безопасность и надежность. Продукт реакции с водой - ацетилен - пожаро- и взрывоопасен в наземных условиях.

Наиболее близок к предлагаемому способу способ обработки пласта /патент РФ №2186206/, отличительной особенностью которого является то, что в качестве гидрореагирующего состава (ГРС) используют алюминий, активированный галлием, индием, оловом или их эвтектическим расплавом. Реакцию ведут при погонной массе гидрореагирующего состава от 0,25 до 2,9 кг/м таким образом, чтобы давление и температура в скважине не превышали уровень, при котором возможно повреждение скважины или скважинного оборудования, а в интервале продуктивного пласта - поддерживались на уровне, обеспечивающем восстановление проницаемости призабойной зоны пласта. Этот способ и выбран за прототип.

Недостатком этого способа является то, что воздействие на скважину ограничено только термической (повышением температуры) и барической (повышением давления за счет выделения водорода) составляющими. Отсутствует химическое воздействие на пластовые отложения и флюиды, снижающие проницаемость структуры пласта, а значит и продуктивность скважины. Кроме того, при неправильном выборе количества ГРС возможно повреждение скважины или скважинного оборудования от перегрева или высокого ударного давления.

Технической задачей изобретения является разработка способа повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону с использованием изолированного от скважинной жидкости ГРС, при инициировании взаимодействия которого со скважинной жидкостью, наряду с термическим воздействием, имеет место химическое воздействие продуктов на отложения.

Технический результат достигается тем, что в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, воду, осуществляют доставку гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью.

При этом используют ГРС, включающий, по меньшей мере, гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложений нефти в призабойной зоне пласта - асфальтенов, смол и парафинов, но который не является растворителем по отношению к хлориду алюминия. Объем растворителя составляет не менее объема порового пространства гранул хлористого алюминия. Также до доставки измеряют температуру на забое в интервале обработки Тз и температуру плавления Тп органических отложений, взятых с забоя скважины, и определяют погонный вес ГРС Рпог. на 1 м интервала обработки из эмпирической формулы

Рпог.=0,15...0,3·(Тп-Тз) [кг/м].

Рассмотрим более подробно признаки предлагаемого изобретения.

Хлористый алюминий - AlCl₃ - твердый продукт в виде порошка или более крупных частиц от белого до серовато-белого или слабожелтого цвета. При взаимодействии с водой происходит экзотермическая реакция с образованием газообразного хлористого водорода.

AlCl₃+3Н₂O→Al(ОН)₃+3НCl↑+2500кдж/кг.

Соляная кислота, образующаяся при растворении в воде хлористого водорода, взаимодействует с карбонатной составляющей горной породы, с солевыми минеральными отложениями в призабойной зоне пласта и на стенках эксплуатационной колонны нефтяной скважины.

Например, один килограмм хлористого алюминия растворяет 232 г карбоната кальция.

2НCl+СаСО₃→CaCl₂+CO₂↑

В сравнении с прототипом (табл.1) повышение температуры при взаимодействии с водой по предлагаемому изобретению значительно ниже (в 6,6 раза). Этот недостаток в некоторой степени является положительным для процесса термобарохимической обработки скважин. В предлагаемом способе исключается опасность создания локальной зоны с высокой температурой, которая может привести к сварке металлических поверхностей контейнера и обсадной колонны, превращению асфальто-смолистых и парафиновых отложений в твердый кокс и необратимой закупорке пласта в этой зоне.

Таблица 1 Сравнительный анализ параметров воздействия на продуктивный пласт скважины при реализации предлагаемого способа и аналогов
Эффективные параметры воздействия	Предлагаемый способ	Аналоги
Хлористый алюминий	Алюминий с галлием и др. (прототип)	Натрий	Карбид кальция	Ракетные пороха смесевые
Количество выделяемого тепла, кДж/кг	2500	15500	6100	5400	3700
Количество выделяемого газообразных продуктов, л/кг	380	1244	487	348	810
Количество образующейся 10%-ной соляной кислоты, л/кг	8,0	0	0	0	3,2

Гидрореагирующий состав включает также растворитель органических отложений нефти в призабойной зоне пласта - асфальтенов, смол и парафинов, но который не реагирует с хлористым алюминием. Объем растворителя составляет не менее объема порового пространства гранул хлористого алюминия. Это позволяет следующее:

a) исключается контакт хлористого алюминия с парами воды в воздухе и образование паров хлористого водорода. Тем самым обеспечивается безопасность работы с хлористым алюминием, т.к. пары хлористого водорода обладают сильным раздражающим действием на органы дыхания и зрения.

b) исключается необходимость в контейнере с высокой степенью герметизации от скважинной среды высокого давления. Несжимаемость жидкости в контейнере позволяет компенсировать наружное давление и исключить попадание скважинной жидкости в контейнер и контакт с хлористым алюминием практически без ее герметизации.

с) наличие жидкой фазы в виде растворителя органических отложений обеспечивает текучесть и прокачиваемость твердых частиц хлористого алюминия.

В предлагаемом способе в композициях ГРС могут быть использованы другие вещества в твердом виде, выделяющие тепло при взаимодействии с водой, в т.ч. рассмотренные выше, карбид кальция, натрий, алюминий с различной степенью грануляции.

Например, если в смесь медного купороса и хлористого натрия добавить воды, произойдет реакция с образованием значительного количества тепла

CuSO₄+2NaCl>Na₂SO₄+CuCl₂+123.9 кДж.

Если реакцию проводить с добавлением алюминия, то тепловыделение значительно выше за счет реакции алюминия с образовавшейся хлорной медью

2Al+3CuCl₂>2AlCl₃+3Сu+351,7 кДж.

Размеры гранул могут быть от 1 мм и выше до десятков мм в зависимости от требуемых скоростей реакции способов доставки на забой скважины. Например, хлористый алюминий, выпускаемый по ТУ 6-01-2-88 под марками А-15, А-5, А-1, имеет размеры частиц соответственно 15, 5, 1 мм, не более.

ГРС может содержать помимо указанных выше компонентов также различные присадки, обеспечивающие необходимые, например, вязкостные свойства для лучшей прокачиваемости, седиментационные свойства для устойчивости ГРС в процессе работы с ним.

Для достижения высокой эффективности при тепловом воздействии на призабойную зону пласта необходимо ограничить температуру ее прогрева как по минимуму, так и по максимуму. По минимуму для того чтобы поднять температуру в призабойной зоне пласта выше температуры плавления парафинов, смол и других органических отложений. По максимуму чтобы избежать перегрева этих отложений, иначе происходит коксование отложений и плотная закупорка пласта. Например, для Волго-Уральского региона - это температурный диапазон от 55 до 100...120 град. С.

Для этого до обработки измеряют температуру на забое в интервале обработки Тз и температуру плавления Тп органических отложений, взятых с забоя скважины, и погонный вес композиции Рпог. на 1 м интервала обработки определяют из эмпирической формулы

Рпог.=(0,15...0,3)*(Тп-Тз) [кг/м].

Зависимость получена по результатам статистических данных термобарохимобработок скважин пороховыми зарядами длительного горения и уточнена по результатам измерений температур при испытании технологий в добывающих скважин по предлагаемому способу.

Способ реализуется следующим образом.

В обрабатываемый интервал нефтяной скважины, заполненный скважинной жидкостью, доставляют изолированное от скважинной жидкости расчетное количество ГРС. Необходимый вес ГРС определяют по вышеприведенной формуле по данным температуры забоя и температуры плавления органических отложений.

Например, для обработки 10 м интервала перфорации для Волго-Уральского региона со средней разницей Тп-Тз=55-25=30 гр. С потребуется Р=(0,15...0,3)·30·10=45...90 кг ГРС.

Для доставки ГРС на забой могут быть использованы следующие способы: а) размещением ГРС в контейнере (желонке), спускаемом (ой) на забой на кабеле или на насосно-компрессорных трубах, б) закачкой его по трубам с использованием буферной жидкости, разделяющей ГРС от контакта с технологической жидкостью.

Для контейнерного способа доставки может быть рекомендован ГРС, содержащий хлористый алюминий размерами частиц до 15 мм и растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений, например толуол, нефрас, которые не являются растворителями хлористого алюминия. При насыпной плотности 1700 кг/м³ хлористого алюминия размерами частиц 1...5 мм объем пор составит около 30% от общего объема продукции. Например, 100 кг хлористого алюминия займет объем 100/1700=0,0588 м³. Объем пор составит 0,0588·30/100=0,0176 м³. Потребуется толуола (плотность 866 кг/м³) для заполнения порового пространства 0,0176·866=15,3 кг. Вес ГРС составит 100+15,3=115,3 кг.

Для способа доставки закачкой ГРС по трубам может быть рекомендован ГРС, содержащий хлористый алюминий размерами частиц до 1 мм и растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений с присадками, обеспечивающими седиментационную устойчивость гранул хлористого алюминия в толуоле.

По достижении обрабатываемого интервала ГРС тем или иным способом приводится в непосредственный контакт со скважинной жидкостью. На забое скважин практически всегда имеется вода. ГРС вступает с ней в химическую реакцию с выделением тепла и газообразных продуктов, в том числе активных по отношению к пластовым отложениям.

Основной компонент ГРС - хлористый алюминий - при растворении в воде выделяет газообразный хлористый водород, обладающий высокой растворимостью в воде. В обрабатываемом интервале скважины образуется горячий раствор соляной кислоты, позволяющий осуществить термокислотную обработку призабойной зоны пласта и растворить минеральные отложения и карбонатную составляющую вмещающих пород.

Растворитель, имеющийся в составе ГРС, нагревается и обеспечивает одновременно растворение и расплавление органических отложений нефти в призабойной зоне пласта. Комплексное воздействие растворителем, кислотой и теплом значительно выше и успешнее воздействий в отдельности за счет синергетического эффекта. Например, горячий растворитель разрушает органическую составляющую отложений на поверхности кристаллов солеотложений, обеспечивая тем самым более эффективное взаимодействие соляной кислоты с минеральной составляющей отложений.

Далее путем создания депрессии на пласт и промывкой забоя скважины из него удаляются разрушенные, подвижные отложения. Скважина сдается в эксплуатацию с повышенной пропускной способностью призабойной зоны пласта.

Технологии по предлагаемому способу в вариантах с контейнерной доставкой для добывающих скважин и с закачкой ГРС для нагнетательных скважин успешно апробированы в АНК «Башнефть» (5 скв.) и начали успешно применяться на нефтяных месторождениях Татарстана.

Например, на скважинах Игровского месторождения АНК «Башнефть» по контейнерному способу доставки был использован ГРС, содержащий хлористый алюминий размерами частиц до 5 мм и растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений - толуол, общим весом 51 кг на 1 скважину при интервалах перфорации 6...10 м на глубинах 1400...1500 м.

Для этого были определены температура на забое в интервале обработки Тз=26 гр.С и температура плавления Тп=55 гр.С органических отложений, взятых с забоя скважины после подъема глубинного насоса.

Погонный вес ГРС Рпог. на 1 м интервала обработки составил

Рпог.=0,15...0,3·(55-26)=4,35...8,7 [кг/м].

Для толщины обрабатываемого интервала 6 м требуется 26,1...52,2 кг ГРС. Для толщины 10 м требуется 43,5...87 кг ГРС. Был использован контейнер из насосно-компрессорной трубы диаметром 102 мм длиной 4,6 м объемом 0,026 м³. Вес ГРС заполненного контейнера составлял ˜51 кг. При этом вес хлористого алюминия составил 1700·0,026=44,2 кг, а вес толуола 866·0,026·30/100=6,7 кг.

ГРС после приведения в контакт с забойной водой в течение 30 минут реагирования по замерам глубинными манотермометрами обеспечивал прирост температуры с 26 до 60...70 гр. С без изменения давления в интервале скважины 15...20 м. После освоения скважины вышли на технологический режим с повышенным в 1,5...2,0 раза дебитом.

На нагнетательных скважинах Арланского месторождения производилась закачка ГРС, содержащего хлористый алюминий размерами частиц до 1 мм и толуол с присадками, обеспечившими седиментационную устойчивость и прокачиваемость ГРС. При этом на обработку призабойной зоны скважины использовалось 150 кг ГРС из расчета на обработку 10 м интервала перфорации и 20...30 м загрязненной обсадной колонны выше интервала перфорации с учетом потерь ГРС на взаимодействие с остаточной водой на стенках колонны насосно-компрессорных труб. После обработки призабойной зоны скважин наблюдалось значительное увеличение и восстановление приемистости скважин, а также очистка забоя и ствола скважины от эмульсии и различных отложений.

Экономическая эффективность предлагаемого способа показана в таблице 2, где показана стоимость материалов из расчета на обработку 10 м интервала перфорации для Волго-Уральского региона по фактическим ценам предприятий-изготовителей. Стоимость ГРС на основе хлористого алюминия в 6,5 раза ниже ГРС на основе алюминия с галлием, индием и оловом и в 15 раз ниже ракетного топлива на основе баллиститного пороха.

Таблица 2.
Тип термогазоисточника	Требуемый вес комплекта на 10 м интервала перфорации для прогрева забоя с 25 до 75 гр.С, кг	Цена материала, руб/кг	Цена комплекта, руб
ГРС на основе хлористого алюминия	50	42	2100
ГРС на основе алюминия с галлием, индием и оловом	7,6	1783	13550
Ракетное топливо на основе баллиститного пороха	32	1000	32000

Способ обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины, включающий доставку в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, воду, гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов, и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью, отличающийся тем, что используют ГРС, включающий, по меньшей мере, гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложениий нефти в призабойной зоне пласта - асфальтенов, смол и парафинов, но не являющийся растворителем по отношению к хлористому алюминию, при объеме растворителя не менее объема порового пространства гранул хлористого алюминия, причем до доставки измеряют температуру на забое в интервале обработки Тз и температуру плавления Тп органических отложений, взятых с забоя скважины, и определяют погонный вес ГРС - Рпог. на 1 м интервала обработки из эмпирической формулы Рпог.=0,15-0,3·(Тп-Тз) [кг/м].