Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - удаление отложений парафина, смол и остатков бурового раствора из призабойной зоны пласта, повышение подвижности нефти в призабойной зоне, обеспечение безаварийного проведения работ. В способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ и инициирование процесса тепло- и газовыделения, энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель. Закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам и способам термогазохимической обработки призабойной зоны скважин в карбонатных и терригенных пластах.

Изобретение может быть использовано для увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта с целью повышения производительности скважины при добыче нефти, газа и газового конденсата, для увеличения приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтегазоотдачи пласта.

Известен способ термогазохимического воздействия (ТГХВ) на призабойную зону пласта, при котором под давлением газов, образовавшихся при сгорании на забое скважины порохового заряда, происходит разрыв пласта под давлением пороховых газов (Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев. Спутник нефтяника и газовика. Москва, «Недра», 1986 г. УДК 622.276+622.279, стр. 315). В данном способе пороховой заряд доставляется на забой скважины на каротажном кабеле.

При сгорании порохового заряда происходит образование пороховых газов, которые воздействуют на призабойную зону пласта.

Основными недостатками способа являются:

1. Использование в качестве инициатора взрывчатого вещества;

2. Сложность исполнения способа;

3. Воздействие высоких давлений на устье и обсаженный ствол скважины, что может привести к нарушению как самой колонны и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону суспензии гранулированного магния и аммиачной селитры в жидкости на углеводородной основе, с последующей закачкой в пласт раствора соляной кислоты (А.с. 640023). При этом соляная кислота, взаимодействуя с магнием, повышает температуру кислоты и инициирует разложение аммиачной селитры. Основными источниками тепла являются: реакция магния с соляной кислотой и процесс разложения аммиачной селитры. На последней стадии способа возможен взрыв смеси газов, водорода и кислорода и окиси азота, что может отрицательно сказаться на состоянии цементного кольца и эксплуатационной колонны в интервале обработки.

Известны способы термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в эту зону горючеокислительных составов ГОС с последующим введением инициаторов горения: таблетированных порошков алюминия и оксида хрома (Патент RU 2126084); таблеток из смеси боргидрида натрия и перекиси натрия (Патент RU 2154733), способ обработки призабойной зоны пласта путем последовательной закачки смеси магния и пропанта с жидкостями на углеродной или водной основе, ГОС и кислотного состава (Патент RU 2440490). Основными недостатками вышеперечисленных способов являются:

1. Использование нерастворимых в воде твердых веществ, что ограничивает их проникновение в призабойную зону пласта;

2. Реакция происходит при контакте с инициатором реакции в колонне, что негативно сказывается на техническом состоянии подземного оборудования.

Наиболее близкий способ термохимической обработки пласта включает раздельную закачку компонентов горючеокислительного состава ГОС и инициатора горения ИГ, по двум коаксиально расположенным относительно друг друга насосно-компрессорным трубам НКТ. При этом конец внешней НКТ опущен ниже конца внутренней НКТ на расстояние, достаточное для обеспечения времени контакта ГОС и ИГ в реакционном объеме. ГОС подают в обрабатываемую зону нефтяного пласта только через кольцевое пространство между внешним и внутренним НКТ, а ИГ подают по внутренним НКТ. ГОС - водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное; ИГ - водный раствор с рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла 15-45, воду - остальное, или борогидрид щелочного металла 15-45, щелочь 3-45, воду - остальное, причем масса ИГ, содержащего нитрит щелочного металла, составляет 1-80% от массы ГОС, масса ИГ, содержащего борогидрид щелочного металла, составляет 1-30% от массы (RU 2401941). Этот способ принят нами за прототип.

В прототипе в качестве ГОС, т.е. основного источника тепловой энергии являются водные растворы аммиачной селитры или водорастворимых горючих составов органического происхождения.

Этот способ имеет ряд существенных недостатков:

1. ГОС на основе аммиачной селитры переходит в стадию непрерывной реакции, с выделением тепловой энергии и газов, только при достижении температуры не менее 200°С, т.е. для того, чтобы реакция протекала, необходим подогрев растворов и окружающей породы другим источником энергии до 200°С.

2. Эта реакция, как известно, не протекает в ограниченных размерах, которые меньше критического, т.е. не может протекать в порах и трещинах пласта.

3. Реакция протекает в эксплуатационной колонне, что зачастую приводит к повреждению колонны, цементного камня или подземного оборудования НКТ, пакера и др.

Все эти недостатки отсутствуют в предлагаемом способе обработки призабойной зоны и предлагаемых составах. Предусмотрены меры безопасности, обеспечивающие безопасную и безаварийную работу на скважинах.

Технический результат достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающем раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ, инициируют процесс тепло- и газовыделения, согласно изобретению, энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин, энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель, причем закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту.

В основе способа лежит применение бинарных смесей, реакция между входящими в их состав веществами, которые происходят в следующей последовательности:

1. Реакция обмена между нитритом натрия и солями аммония с образованием нитрита аммония, который стабилен только в нейтральной и щелочной среде, т.е. при рН 7 и более.

2. В кислой среде при рН менее 7 нитрит аммония разлагается с образованием воды и нитрозина.

3. Нитразин в кислой среде распадается на азот и воду с выделением большого количества тепловой энергии.

Бинарные смеси, используемые в предлагаемом способе, включают в себя основной энергогазообразующий состав - раствор, состоящий из двух основных веществ: нитрита натрия и соли аммония. Для стабилизации в раствор вводят стабилизатор - реагент удерживающий рН раствора, т.е. рН раствора не менее 7.

Основной энергогазообразующий состав:

1. Водорастворимые соли аммония (соляной, азотной
или органических солей). Предпочтительно применение
нитрата аммония 100 частей
2. Нитрит натрия 69 частей
3. Стабилизатор (аммиачная вода)
(летом 10 частей, зимой 6 частей) 10÷6 частей
4. Вода 112 частей
Инициатор:
1. Формалин (кислоты минеральные или органические) 10÷25 частей

В качестве стабилизатора используется аммиачная вода. Аммиачную воду вводят при приготовлении состава после растворения соли аммония перед растворением нитрита натрия. Вместо аммиачной воды, в качестве стабилизатора, возможно использование любой щелочи, кальцинированной соды или пиридина. Все вышеперечисленные вещества поддерживают рН раствора на уровне 7, что обеспечивает стабильность состава.

Для протекания реакций в приготовленном водном солевом растворе необходим инициатор. Инициатор - вещество, снижающее рН раствора ниже 7, т.е. повышающим кислотность раствора, что является необходимым условием для протекания реакции преобразования нитрита аммония в нитрозамин. В качестве инициатора используют различные кислоты HCl, СН3СООН и др. или формалин - водный раствор формальдегида CH2O. Формалин не агрессивен к сталям и более предпочтителен. Оптимальное соотношение раствора формалина и энергогазообразующего состава в зоне смешения должно быть 1:5.

При использовании формалина реакции протекают в следующей последовательности:

1. NH4NO3+CH2O(формалин)→CH2NH+HNO3,

образовавшаяся азотная кислота создает кислую среду, необходимую для протекания следующих реакций;

2. NH4NO3+NaNO2↔NH4NO2+NaNO3

В кислой среде, которая образовалась в первой реакции, вторая реакция протекает активно со сдвигом вправо, т.е. с образованием NH4NO2 и NaNO3; а нитрит аммония, в кислой среде, превращается в нитрозамин - нестабильное вещество, которое разлагается с выделением тепловой энергии и азота.

3. NH4NO2→NH2NO+Н2О

NH2NO→N2+H2O+Q

где Q - это тепловая энергия, равная 300 кДж/моль (1118 ккал/кг).

Это основная реакция, выделяющая большое количество тепла и газообразного азота, удаляющие из призабойной зоны кольматанты - парафин, смолы, эмульсии и остатки бурового раствора.

Параллельно протекают и другие реакции. Так, при температуре 200°С избыток нитрат аммония разлагается:

NH4NO3=NO2+2H2O+Q (36,8кДж/моль)

Особенностью способа является то, что энергогазообразующий состав и инициатор закачиваются по различным каналам двухрядного лифта НКТ, а их смешивание происходит в призабойной зоне. После смешивания состава с инициатором - бинарная смесь поступает в пласт, где и протекает реакция до полного разложения нитрозамина. Основным энергогазообразующим веществом является нитрит натрия, преобразующийся в нитрит аммония, который, в свою очередь, преобразуется в кислой среде в нитрозин, при разложении которого выделяется тепловая энергия.

Второй особенностью реакций в предложенном способе является то, что реакции протекают без предварительного подогрева и имеют индукционный период при температуре 20÷25°С - 4 минуты, это время с момента перемешивания до достижения температуры 90°С, что исключает преждевременное развитие реакции в колонне и является одной из мер обеспечения безопасности работ.

Кроме этой меры безопасности способ предусматривает закачку энергогазообразующего состава по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения состава и инициатора устанавливают огневой предохранитель. Предохранитель препятствует, в экстренных случаях, распространению окислительно-восстановительной реакции селитры внутри насосно-компрессорных труб и предохраняет трубы, пакер и колонну от повреждений. Пакер на наружных трубах устанавливают на 40÷60 метров выше зоны смешения, и он имеет проходное отверстие, позволяющее пропустить через него внутренний ряд труб.

И третьей мерой безопасности в способе является то, что закачку энергогазообразующего состава производят порциями по 0,5÷1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2÷0,5 м3 водного 15÷20%-ного раствора карбамида. Раствор карбамида угнетает развитие окислительной реакции и является источником углекислого газа при его дегидратации в пласте. Углекислый газ, при растворении его в нефти, повышает подвижность нефти, снижая ее вязкость (Л.К. Алтунина, В. А. Кувшинов «Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ». Новосибирск «НАУКА». Сибирская издательская фирма РАН, 1995).

На конце внутреннего ряда труб устанавливают завихритель, который обеспечивает необходимое перемешивание энергогазообразующего состава и инициатора.

Количество применяемого энергогазообразующего состава рассчитывают исходя из задачи, стоящей перед исполнителями работ. Данные составы и способы применяют:

а) для очистки призабойной зоны пласта от смол и парафинов;

б) для термогазоциклического метода воздействия на пласт.

При использовании способа для целей удаления смол и парафинов расчет производят из условия прогрева породы в радиусе 0,8÷1,2 метра от скважины. Для прогрева породы на 60°С и расплавления отложений в радиусе 0,8÷1,2 метра от оси скважины закачивают в скважину 1,5÷2,5 объема пор в этой зоне скважины.

Пример.

Скважина имеет продуктивную мощность 10 м. Пористость породы 15%, двукратный объем в радиусе 1 метр от оси скважины пор будет равен:

2πR2*10*0,15=2*3,14*1*10*0,15-Vскв=9,06 м3

где Vскв - объем скважины в продуктивной зоне равен 0,36 м3.

Плотность энергогазообразующего состава - 1400 кг/м3.

Масса состава 9,06*1400=12684 кг или 12,684 т.

Для приготовления данного состава потребуется:

Аммиачной селитры 4,091 т
Нитрита натрия 2,82 т
Аммиачная вода 0,327 т
Вода 4,583 т (м3)
Инициатор - формалин 0,614 т

Определяют необходимое количество тепловой энергии для нагрева породы (цилиндр, если объемом скважины пренебречь) в радиусе 1 метра при теплоемкости породы 700 ккал/м3 прогрев ее с 20°С до 80°С и применив КПД равный 0,4:

14,13*700*60/0,4=1483650 ккал

Проверочным расчетом определяют количество тепловой энергии, образовавшейся из приготовленного состава в результате реакции разложения нитрозина - оно равно 2164581,15 ккал, т.е. выделившегося тепла с избытком достаточно для прогрева породы в радиусе 1 метр.

КПД учитывает потери тепловой энергии в соседний пласт и нагрев воды в растворе и жидкости в порах пласта до необходимой температуры. При мощности продуктивного пласта до 10 метров КПД принимают равным 0,4÷0,6, а при мощности более 10 метров КПД принимают равным 0,5÷0,7.

При использовании способа для циклического воздействия на пласт, прогрев производят в радиусе 5÷8 метров от оси скважины и для прогрева используют количество раствора, равное 1,5 объему пор.

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий раздельную закачку компонентов бинарной смеси - энергогазообразующего состава и инициатора горения - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб НКТ, инициирование процесса тепло- и газовыделения, отличающийся тем, что энергогазообразующий состав представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин, энергогазообразующий состав закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения энергогазообразующего состава и инициатора горения устанавливают огневой предохранитель, причем закачку энергогазообразующего состава осуществляют порциями по 0,5-1,5 м3, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м3 водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора горения используют формалин или кислоту.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат – снижение обводненности и повышение нефтеотдачи в пластах с очень горячими зонами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси содержит газотурбинный двигатель, дополнительную камеру сгорания, полости которой сообщены с одной стороны с выходом свободной турбины газотурбинного двигателя и топливной магистралью, а с другой стороны - со входом теплообменного аппарата.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам работы и конструированию парогазогенераторов. Парогазогенератор содержит охлаждаемую балластирующим компонентом камеру сгорания и смесительную головку.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возможность возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

Изобретение относится к способам для обработки углеводородов, содержащих углеводороды геологических материалов. Способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, содержит: (a) получение смеси жидких углеводородов и газообразных компонентов, полученных из углеводородного месторождения, в котором газообразные компоненты содержат сероводород и меркаптаны; (b) выделение жидких углеводородов из газообразных компонентов; (c) контакт газообразных компонентов с отбензиненным абсорбционным маслом, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом и формируют насыщенное абсорбционное масло; (d) выделение газообразного продукта, содержащего сероводород, из насыщенного абсорбционного масла; (e) обработку газообразного продукта для удаления сероводорода с получением обедненного топливного газа и (f) обработку жидких углеводородов, полученных на стадии (b), путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом, насыщенным абсорбционным маслом, смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла, эквивалентным углеводородом или с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d), для снижения вязкости перед транспортировкой на нефтеперерабатывающий завод для переработки.

Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возобновление эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды, экологическая безопасность.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти в нефти, имеющие меньшую вязкость и плотность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси характеризуется тем, что она содержит парогазогенератор, состоящий из смесительной головки, охлаждаемой водой камеры сгорания и камеры смешения.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение добычи углеводородных энергоносителей, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. В способе разработки залежи углеводородных флюидов, включающем строительство добывающей горизонтальной скважины над подошвой продуктивного пласта, параллельно добывающей горизонтальной скважине в одном направлении и на одинаковой глубине строят вторую горизонтальную добывающую скважину, нагнетательную горизонтальную скважину выполняют двухствольной и строят между добывающими горизонтальными скважинами параллельно и в противоположном направлении, причем нижний ствол горизонтальной двухствольной нагнетательной скважины располагают на одинаковой глубине с горизонтальными добывающими скважинами, а верхний ствол горизонтальной двухствольной нагнетательной скважины располагают над нижним стволом. В каждый ствол нагнетательной скважины опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. Участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающих скважин доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины, в отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.
Наверх