Способ интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля и состав для его осуществления

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления нефтяных и газовых скважин. Способ интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля включает нагнетание в скважину углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих веществ не выше границ интервала, предназначенного к обработке. До перекрытия интервала обработки определяют приемистость скважины, затем закачивают буферную жидкость на углеводородной основе. После чего подают раствор смеси кислородосодержащих химических реагентов, смешанных с загустителем, в объеме, не меньшем одной трети объема колонны на интервале обработки, и продавливают данный состав буферной жидкостью на углеводородной основе. Производят доставку скважинного нагревателя на интервал обработки, его включение и инициирование термогазохимической реакции, окончание которой регистрируют по стабилизации значений давления на манометрах, установленных на устьях насосно-компрессорных труб в затрубном пространстве, а эффективность - по увеличению приемистости скважины. Техническим результатом является повышение интенсивности нефтепритоков в скважинах сложного профиля. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки прискважинного пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений в скважинах сложного профиля, выполаживающихся на нефтесодержащую продуктивную геологическую структуру.

Известны многочисленные способы воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта для устранения асфальтосмолистых отложений, цементирующих каналы, например, обработкой растворителями, в том числе поверхностно-активными веществами (ПАВ); обработкой кислотными веществами с применением соляной, серной, плавиковой кислот с различными замедлителями, ПАВ и другими добавками и т.п. (см. Э.А.Махмудбеков, А.И.Вольнов. Интенсификация добычи нефти. - М.: Недра, 1975 г.).

Эти способы характеризуются низкой эффективностью вследствие разрушения не только асфальтосмолистых отложений, но также железистого и порового известкового цементов и собственно фильтрующих каналов. Эти способы имеют узкую область применения и не могут быть использованы при изменении условий разработки.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта по авт. свидетельству СССР №1574799, МПК E21B 43/27, опубл. 30.06.1990 г., включающий последовательную закачку в пласт суспензии алюминия или магния, раствора соляной кислоты, выдерживание их в пласте и извлечение продуктов реакции, причем в призабойную зону дополнительно вводят воздух. Однако этот способ также характеризуется непродолжительным и слабым эффектом, обусловленным малой глубиной обработки, связанной с трудностями закачки суспензии металлического алюминия на глубину призабойной зоны, превышающей 0,5-1,0 м.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны скважины по патенту РФ №2023874, МПК E21B 43/24, 43/27, опубл. 30.11.1994 г., который заключается в последовательной закачке в призабойную зону водного раствора нитрата натрия или калия, кислородосодержащего органического вещества и 30-35% раствора соляной кислоты, причем в качестве кислородосодержащего органического вещества используют, в частности, диметиловый или уксусный эфиры. Эффективность этого способа также невелика, так как последовательная закачка реактивов, кроме дороговизны последних, имеет недостатком и то, что соляная кислота может не полностью прореагировать с нитратами и выделится недостаточно теплоты для образования необходимого количества кислорода из кислородосодержащих веществ. При этом прогрев призабойной зоны окажется непродолжительным и слабым, недостаточным для перевода в текучее состояние асфальтосмолистых веществ, а при известняковом коллекторе не вступившая в реакцию соляная кислота будет разрушать, кроме кольматирующего цемента, и сами фильтрующие каналы.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному является способ повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин по патенту РФ №2168008, МПК E21B 43/25, E21B 43/24, E21B 43/27, E21B 36/00, E21B 37/06, опубл. 10.03.2001 г., включающий загрузку кислородосодержащих (таких, как селитра, карбамиды, хлораты, перекись водорода и т.п.) и углеродо- или углеводородосодержащих реагентов (например, уголь, конденсат, солярка и т.п.) на забой нефтеносной скважины, но не выше интервала обработки, и инициирование окислительной термогазохимической реакции импульсом температуры, формируемым с помощью скважинного термоизлучателя, доставляемого на интервал обработки с помощью геофизического кабеля, по которому подается также электропитание и производится включение термоизлучателя. Способ имеет существенный недостаток, заключающийся в низкой его эффективности из-за расслоения химического раствора реагентов при транспортировке по скважине даже при простом ее вертикальном профиле. При выполаживании скважины более тяжелые фракции суспензии оказываются на нижней ее стенке, при этом прогрев призабойной зоны окажется неравномерным. Эти процессы оказывают еще более негативное влияние при обводненности скважины или при наличии в ней остатков кислотных обработок, не удаленных при недостаточно качественной промывке.

Изобретение решает задачу повышения эффективности проведения термогазохимической обработки нефтяных и газовых скважин при сложном их профиле, включающем горизонтальные и выположенные интервалы, а также при их обводненности и засоренности, за счет выбора определенного состава реагентов, не подверженного расслоению при загрузке их в скважину.

Технический результат от использования заявленного изобретения заключается в повышении интенсивности нефтепритоков в скважинах сложного профиля, в частности, в наклонных и выполаживающихся, в результате проведения термогазохимической обработки нефтяных и газовых скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля, включающем нагнетание в скважину углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих веществ не выше границ интервала, предназначенного к обработке, и инициирование реакции термогазохимического воздействия с помощью скважинного нагревателя, согласно изобретению, перед проведением термогазохимического воздействия на интервал обработки, до его перекрытия определяют приемистость скважины, затем закачивают буферную жидкость на углеводородной основе, после чего подают раствор смеси кислородосодержащих химических реагентов, смешанных с загустителем, в объеме, не меньшем одной трети объема колонны на интервале обработки, и продавливают данный состав буферной жидкостью на углеводородной основе, а затем производят доставку скважинного нагревателя на интервал обработки, его включение и инициирование термогазохимической реакции, окончание которой регистрируют по стабилизации значений давления на манометрах, установленных на устьях насосно-компрессорных труб в затрубном пространстве, а эффективность - по увеличению приемистости скважины.

В качестве буферной жидкости используют нефть или дизельное топливо в количестве, не превышающем примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 кубометра, а в качестве смеси кислородосодержащих реагентов используют раствор смеси в составе

аммонийная селитра - 45-60 мас.%;

карбамид или полигликоль - 10-20 мас.%;

загуститель - 0,2-3 мас.%;

вода - остальное.

Кроме того, в качестве загустителя используют простые эфиры целлюлозы. В варианте изготовления состава в качестве эфира целлюлозы используют гидроксиэтилцеллюлозу, например, торговых марок «сульфацил» или «natrosol».

Кроме того, перед закачкой в скважину смесь кислородосодержащих реагентов разогревают до 60-70°C, а скважинный нагреватель на интервале обработки размещают ниже его верхней границы на 20-30 м.

В составе для обработки призабойной зоны скважины, предназначенном для интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля, включающем смесь углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих реагентов, согласно изобретению, в качестве смеси кислородосодержащих реагентов используют раствор смеси в составе

аммонийная селитра - 45-60 мас.%;

карбамид или полигликоль - 10-20 мас.%;

загуститель - 0,2-3 мас.%;

вода - остальное.

При этом в качестве загустителя используют простые эфиры целлюлозы. В варианте изготовления состава в качестве эфира целлюлозы используют гидроксиэтилцеллюлозу, например, торговых марок «сульфацил» или «natrosol».

Изобретение поясняется чертежом, на котором представлена схема расположения интервала обработки в скважине.

При этом на чертеже показаны: скважина 1, проведенная с земной поверхности 2 и оборудованная эксплуатационной колонной 3, со сложным закруглением и выполаживанием на нефтеносный пласт 4, причем эксплуатационная колонна 3 представляет собой систему эксплуатационных и промежуточных колон; цементировочный агрегат 5, выполненный на базе насосно-компрессорного агрегата, входящего в состав оборудования скважины, и комплекс 6 испытания скважины с необходимым оборудованием (манометрами, термометрами и т.п.); буферная жидкость 7 на углеводородной основе, закачиваемая перед доставкой кислородосодержащих реагентов; загущенные кислородосодержащие реагенты 8; буферная продавливающая жидкость 9; призабойная зона 10 скважины; тройник 11 устьевого оборудования; термогазогенератор, выполненный в виде скважинного нагревателя 12.

Способ реализуют следующим образом.

Технологически для проведения работ по термогазохимическому воздействию на призабойную зону скважины применяют гибкую трубу или колтюбинг (так называемая технология «Непрерывная труба»), но в такой же последовательности заявленный способ можно реализовать и при спуске скважинного нагревателя на геофизическом кабеле.

В частности, для осуществления способа в эксплуатационную колонну 3 скважины 1 опускают гибкую непрерывную трубу (колтюбинг) (на чертеже не показана) и подают через нее в скважину промывочную жидкость, вызывая ее циркуляцию через затрубное пространство, устьевой тройник 11 и далее в блок очистки и нагрева раствора в цементировочном агрегате 5, располагаемом на земной поверхности 2.

Затем производят контрольный замер приемистости скважины с помощью комплекса 6 испытания скважины.

После этого для осуществления термогазохимического воздействия на обрабатываемый участок скважины 1 проводят работы по загрузке растворов химических реагентов в призабойную зону 10. Для этого в гибкую непрерывную трубу (колтюбинг) с помощью насосно-компрессорного агрегата при открытом кране высокого давления на тройнике 11 устьевого оборудования закачивают расчетное количество раствора углеродосодержащей буферной жидкости 7, не превышающее примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 кубометра, а затем смесь кислородосодержащих химических реагентов 8, смешанных с загустителем, приготовленную также из расчета примерно (но не менее) одной трети объема колонны на интервале обработки, и разогретую, например, до температуры 60-80°C, что является оптимальным для растворения большинства селитр. Буферная жидкость 7 предназначена для предварительной механической обработки призабойной зоны скважины 1 и, по возможности, смыва легкорастворимых включений и засора со стенок обрабатываемого участка скважины.

Кран высокого давления на тройнике 11 должен быть открыт, чтобы не произошло повреждения эксплуатационной колонны или прискважинного оборудования в случае непредвиденного скачка давления в скважине.

Затем при открытом кране высокого давления на тройнике 11 устьевого оборудования с помощью цементировочного агрегата 5 производят продавливание смеси реагентов 8 углеродосодержащей буферной жидкостью 9 до перекрытия обрабатываемого интервала пласта 4 с одновременным подъемом непрерывной трубы (колтюбинга) до верхней границы интервала обработки (или интервала перфорации).

После этого кран высокого давления на устьевом тройнике 11 закрывают и производят продавливание буферной жидкостью 9 оставшегося раствора реагентов 8 в призабойную зону 10 и на поглощение в пласт.

После продавливания загущенного раствора химреагентов 8 в призабойную зону 10 и на поглощение пласта в скважину опускают скважинный нагреватель (термогазогенератор) 12, установленный на непрерывной трубе, на которой может быть также смонтирован геофизический прибор (на чертеже не показан), предназначенный для определения характера и интенсивности процесса термогазохимического воздействия и включающий датчики давления и температуры. При этом конец трубы располагают ниже верхней границы обрабатываемого интервала, например, на глубину 20-30 м, в ожидании срабатывания скважинного нагревателя 12, укрепленного на ней.

Как уже упоминалось, спуск скважинного нагревателя 12 в скважину может быть осуществлен и на обычном геофизическом кабеле.

По истечении некоторого времени, например, через несколько минут после срабатывания термогазогенератора, т.е. после инициирования термогазохимической реакции, непрерывную трубу или геофизический кабель поднимают выше обрабатываемого интервала для обеспечения сохранности и работоспособности трубы или кабеля, например, на высоту 50-100 метров, на время, необходимое для прохождения реакции, в частности, не менее 3 суток. Во время реакции отслеживают давление на устье скважины в трубном (по манометру насосно-компрессорных труб у цементировочного агрегата 5) и затрубном пространстве (между эксплуатационной колонной 3 и непрерывной трубой, оборудованной манометром на 25 МПа) с занесением данных в вахтовом журнале бригады капитального ремонта скважин через каждые 0,5 часа первые 5 часов и через 1 час в последующем.

Окончание термогазохимической реакции регистрируют по стабилизации значений давления на манометрах, установленных на устьях насосно-компрессорных труб в затрубном пространстве. Затем определяют приемистость скважины, а эффективность проведенной обработки оценивают по увеличению приемистости скважины.

По окончании времени реакции производят подъем непрерывной трубы до устья скважины 1.

В ходе проведенных экспериментальных исследований авторами были испытаны различные составы кислородосодержащих химических реагентов, включающие применение таких веществ, как селитры, мочевина, карбамиды, хлораты калия и натрия, перекись водорода и другие, в результате чего была подобрана оптимальная композиция, содержащая смесь аммонийной селитры и карбамида, растворенных в воде, удовлетворяющая всем требованиям заявленного способа. Вместо карбамида в варианте состава для осуществления способа может быть использован полигликоль или иные спиртосодержащие вещества.

В частности, было установлено, что в качестве раствора смеси кислородосодержащих химических реагентов 8 может быть использован, например, состав из трех компонентов: аммонийная селитра в количестве 45-60 мас.%, карбамид - 10-20 мас.% и вода - остальное.

Использование аммонийной селитры в количестве, большем 60 мас.%, приводит к возрастанию опасности самопроизвольного детонирования смеси, особенно при повышенных температурах, образующихся при проведении термогазохимического воздействия на стенки скважины, а если это количество будет меньше примерно 45 мас.%, то возможность осуществления экзотермической реакции окажется проблематичной (может не получиться возгорания смеси).

Карбамид (или полигликоль) в указанном горюче-окислительном составе (ГОС) представляет собой окисляющий ингредиент, необходимый для результативного осуществления экзотермической реакции аммонийной селитры при термогазохимическом воздействии на нефтяную скважину. Количество карбамида или полигликоля было подобрано экспериментально с учетом требования полного растворения указанной смеси кислородосодержащих реагентов в воде. При этом раствор должен быть разогрет примерно до 60-80°C, чтобы выполнить это условие.

В качестве буферной жидкости на углеводородной основе в заявленном способе могут быть использованы, например, нефть, дизельное топливо и т.п. При этом количество этой жидкости должно быть соразмеримо примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 кубометра, чтобы обеспечить стабильность окислительной реакции.

Весьма важным элементом заявляемого способа является применение и выбор вида загустителя, предназначенного для того, чтобы обеспечить вязкость и, тем самым, однородность раствора смеси кислородосодержащих химических реагентов 8, загружаемых в скважину, на всем интервале обработки, и особенно в скважинах сложного профиля, имеющих пологие и горизонтальные участки. Это происходит благодаря тому, что при растворении или набухании в воде загуститель образует вязкую систему, обладающую рядом взаимосвязанных свойств, в частности, адгезией, структурированностью, пластичностью. В то же время загуститель не должен реагировать с компонентами смеси, чтобы не произошло расслаивания раствора.

Был изучен ряд веществ в качестве загустителей. Как показали проведенные исследования, наилучшие результаты дало использование гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), представляющей собой простой эфир целлюлозы неионогенного типа. В ходе исследований испытывались два вида ГЭЦ - под торговой маркой «Сульфацелл», выпускаемая ЗАО «Полицелл» (г.Владимир), и под торговой маркой «NATROSOL» производства фирмы «HERCULES Inc.», реализуемая в России ОАО НТФ «Эфиры целлюлозы».

Сравнительный анализ обоих веществ показал, что одним из основных достоинств ГЭЦ «Сульфацелл» является то, что он экологически безвреден, так как подвергается биологическому разложению, не образуя вредных веществ, однако его недостатками являются наличие большого процента примесей, а также его производство в виде гранул и волокнистой массы.

В то же время ГЭЦ «NATROSOL» выпускается в виде порошков дисперсностью менее 250 мкм, легко растворяется в холодной и горячей воде, и для достижения целевой вязкости (порядка 8-15 сПз) ГЭЦ «NATROSOL» требуется в полтора раза меньше. Как показали экспериментальные данные, его концентрации достаточно не более 0,2 мас.% от общего количество водного раствора аммиачной селитры и карбамида, чтобы достичь указанной целевой вязкости при температуре 70°C, тогда как загустителя «Сульфацелл» для получения того же результата потребовалось бы 2-3 мас.%.

При этом время достижения раствором указанной вязкости составляет для обоих загустителей не менее 3 часов.

Для экспериментальной проверки влияния загустителя на работоспособность горюче-окислительного состава были проведены сравнительные испытания ГОС без загустителя и с загустителем. Поскольку в реальных условиях ограниченного скважинного объема реакция окисления жидких термогазообразующих композиций протекает фактически при постоянном объеме с увеличением давления и температуры, испытания проводились в камере постоянного объема (145 см³) при начальном давлении в камере 10-12 МПа. Для зажигания ГОС использовалась инициирующая таблетка состава "Скважина-6" массой 3-5 г и диаметром 15 мм.

Во время проведения испытаний измерялись давление и температура в камере. После проведения испытаний определялись и сравнивались их максимальные значения.

Анализ полученных результатов показал, что все значения измеренных максимумов давления и температуры находятся в пределах разброса опытных данных, то есть добавка продукта «NATROSOL» в количестве 0,2 мас.% не оказывает заметного влияния на работоспособность ГОС на основе водного раствора аммонийной селитры и карбамида.

Таким образом, экспериментальным путем был подобран оптимальный состав раствора смеси кислородосодержащих химических реагентов 8 для осуществления заявленного способа, а именно:

аммонийная селитра - 45-60 мас.%;

карбамид или полигликоль - 10-20 мас.%;

загуститель - 0,2-3 мас.%;

вода - остальное.

Приготовление раствора осуществляют следующим образом: в расчетное количество воды, зависящее от объема скважины на интервале обработки, нагретой примерно до 50°C, добавляют аммонийную селитру и карбамид и, продолжая нагревать до 60-80°C, перемешивают до полного их растворения, затем при перемешивании в раствор добавляют требуемое количество загустителя «NATROSOL» или «Сульфацелл» и ведут перемешивание в течение не менее 3 часов.

Например, для приготовления 1 м³ раствора требуется: в 390 л воды при перемешивании растворить 728 кг аммонийной селитры, 179,4 кг карбамида и добавить 2,6 кг загустителя «NATROSOL».

Заявленный способ интенсификации скважин опробован более чем на десяти скважинах в условиях ОАО «Сургутнефтегаз» и показал весьма хорошие результаты.

Использование заявленного способа интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля и состава для обработки прискважинной зоны нефтеносного пласта позволяет существенно повысить эффективность проведения термогазохимической обработки нефтяных и газовых скважин при сложном их профиле, включающем горизонтальные и выположенные интервалы, а также при их обводненности и засоренности, за счет выбора определенного состава реагентов, позволяющего не допустить расслоения раствора при загрузке их в скважину и тем самым, обеспечить равномерную обработку всего интервала скважины.

1. Способ интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля, включающий нагнетание в скважину углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих веществ не выше границ интервала, предназначенного к обработке, и инициирование реакции термогазохимического воздействия с помощью скважинного нагревателя, отличающийся тем, что перед проведением термогазохимического воздействия на интервал обработки до его перекрытия определяют приемистость скважины, затем закачивают буферную жидкость на углеводородной основе, после чего подают раствор смеси кислородосодержащих химических реагентов, смешанных с загустителем, в объеме, не меньшем одной трети объема колонны на интервале обработки, и продавливают данный состав буферной жидкостью на углеводородной основе, а затем производят доставку скважинного нагревателя на интервал обработки, его включение и инициирование термогазохимической реакции, окончание которой регистрируют по стабилизации значений давления на манометрах, установленных на устьях насосно-компрессорных труб в затрубном пространстве, а эффективность - по увеличению приемистости скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют нефть или дизельное топливо в количестве, не превышающем примерно одной трети объема колонны на интервале обработки, но не менее 0,5 м³.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси кислородосодержащих реагентов используют раствор смеси в составе, мас.%:

аммонийная селитра	45-60
карбамид или полигликоль	10-20
загуститель	0,2-3
вода	остальное

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что в качестве загустителя используют простые эфиры целлюлозы.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве эфира целлюлозы используют гидроксиэтилцеллюлозу.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что используют гидроксиэтилцеллюлозу торговых марок «сульфацил» или «natrosol».

7. Способ по п.3, отличающийся тем, что перед закачкой в скважину смесь кислородосодержащих реагентов разогревают до 60-80°С.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважинный нагреватель на интервале обработки размещают ниже его верхней границы на 20-30 м.

9. Состав для интенсификации нефтепритоков в скважинах сложного профиля, включающий смесь углеродо- или углеводородосодержащих и кислородосодержащих реагентов, отличающийся тем, что в качестве смеси кислородосодержащих реагентов используют раствор смеси в составе, мас.%:

аммонийная селитра	45-60
карбамид или полигликоль	10-20
загуститель	0,2-3
вода	остальное

10. Состав по п.9, отличающийся тем, что в качестве загустителя используют простые эфиры целлюлозы.

11. Состав по п.10, отличающийся тем, что в качестве эфира целлюлозы используют гидроксиэтилцеллюлозу.

12. Состав по п.11, отличающийся тем, что используют гидроксиэтилцеллюлозу торговых марок «сульфацил» или «natrosol».