EA020983B1 - Газовыделяющие композиции, уменьшающие вязкость нефти, для возбуждения продуктивного пласта нефтяного коллектора - Google Patents
Газовыделяющие композиции, уменьшающие вязкость нефти, для возбуждения продуктивного пласта нефтяного коллектора Download PDFInfo
- Publication number
- EA020983B1 EA020983B1 EA201170253A EA201170253A EA020983B1 EA 020983 B1 EA020983 B1 EA 020983B1 EA 201170253 A EA201170253 A EA 201170253A EA 201170253 A EA201170253 A EA 201170253A EA 020983 B1 EA020983 B1 EA 020983B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- ctgv
- oil
- oil reservoir
- sir
- reaction
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 41
- 230000003467 diminishing effect Effects 0.000 title abstract 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title abstract 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 113
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 100
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 56
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 84
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 84
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 81
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 54
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 45
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 37
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 claims description 34
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 34
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 claims description 29
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 20
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 17
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 claims description 16
- WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N Acetonitrile Chemical compound CC#N WEVYAHXRMPXWCK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 15
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 14
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 14
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 claims description 14
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 13
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 12
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 12
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 12
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 11
- DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N Acetamide Chemical compound CC(N)=O DLFVBJFMPXGRIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N Formamide Chemical compound NC=O ZHNUHDYFZUAESO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 9
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 8
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical group [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- -1 amino compound Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 claims description 7
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 claims description 7
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O aminoazanium;nitrate Chemical compound [NH3+]N.[O-][N+]([O-])=O RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 6
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims description 6
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 claims description 6
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 claims description 6
- ZCZAFBSMODWVFD-UHFFFAOYSA-N 1,1-dimethylhydrazine;nitric acid Chemical compound CN(C)N.O[N+]([O-])=O ZCZAFBSMODWVFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- FZWBGNBSEQJLAL-UHFFFAOYSA-N 1,2-dimethylhydrazine;nitric acid Chemical compound CNNC.O[N+]([O-])=O FZWBGNBSEQJLAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NDEMNVPZDAFUKN-UHFFFAOYSA-N guanidine;nitric acid Chemical compound NC(N)=N.O[N+]([O-])=O.O[N+]([O-])=O NDEMNVPZDAFUKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 3
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims 16
- TVJORGWKNPGCDW-UHFFFAOYSA-N aminoboron Chemical compound N[B] TVJORGWKNPGCDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 241000700159 Rattus Species 0.000 claims 2
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 claims 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 claims 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 97
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 52
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 45
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 36
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- KKAXNAVSOBXHTE-UHFFFAOYSA-N boranamine Chemical class NB KKAXNAVSOBXHTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 4
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- WAFNMNCIAQAQJU-UHFFFAOYSA-N 2-aminoethanol;nitric acid Chemical compound NCCO.O[N+]([O-])=O WAFNMNCIAQAQJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UORVGPXVDQYIDP-UHFFFAOYSA-N borane Chemical class B UORVGPXVDQYIDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FONBHTQCMAUYEF-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diamine;nitric acid Chemical compound NCCN.O[N+]([O-])=O.O[N+]([O-])=O FONBHTQCMAUYEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 2
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 125000000008 (C1-C10) alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- BSYNRYMUTXBXSQ-UHFFFAOYSA-N Aspirin Chemical compound CC(=O)OC1=CC=CC=C1C(O)=O BSYNRYMUTXBXSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229940068372 acetyl salicylate Drugs 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 125000005263 alkylenediamine group Chemical group 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- HODPISPVTPCXIU-UHFFFAOYSA-N ethane-1,2-diamine;nitric acid Chemical compound NCCN.O[N+]([O-])=O HODPISPVTPCXIU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000003779 heat-resistant material Substances 0.000 description 1
- 229910001959 inorganic nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001449 isopropyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])(*)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012279 sodium borohydride Substances 0.000 description 1
- 229910000033 sodium borohydride Inorganic materials 0.000 description 1
- MJWMNCORAUQGIX-UHFFFAOYSA-N sodium nitric acid nitrate Chemical compound [Na+].O[N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O MJWMNCORAUQGIX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/008—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using chemical heat generating means
-
- 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
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к химической системе газовыделяющей композиции, уменьшающей вязкость нефти (УВНГВК), для возбуждения продуктивного пласта нефтяного коллектора, т.е. к химическим композициям для термохимической обработки нефтяного коллектора, в частности для инициирования химической реакции в зоне продуктивного пласта нефтяного коллектора с целью производства тепла и выделения газов, благодаря чему интенсифицируется добыча нефти. В изобретении также предложены способ термохимической обработки нефтяного коллектора с помощью такой химической системы и установка для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора.
Description
Настоящее изобретение относится к химической системе уменьшающих вязкость нефти газовыделяющих композиций (УВНГВК) для возбуждения продуктивного пласта нефтяного коллектора, т.е. к химическим композициям для термохимической обработки нефтяного коллектора, в частности, для инициирования химической реакции в зоне продуктивного пласта нефтяного коллектора с целью выделения тепла и газов, благодаря чему интенсифицируется добыча нефти. Изобретение также относится к способу термохимической обработки нефтяного коллектора с помощью указанной химической системы и к устройству для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора.
Добыча нефти из нефтяного коллектора обычно начинается с применения способов извлечения за счет давления породы в нефтяном коллекторе, которое заставляет нефть перемещаться к поверхности. За время эксплуатации нефтяной скважины давление уменьшается и становится необходимым использование других способов добычи, таких как применение насосов или нагнетание воды, природного газа или других газов в нефтяную скважину для доставки нефти к поверхности. После того как указанные способы извлечения перестают быть эффективными, нефтяной коллектор обычно все еще содержит значительные количества нефти, содержащиеся в небольших пустотах или порах горной породы или песчаных пластов.
Для извлечения этих остаточных количеств нефти также используют третичные способы добычи нефти, целью которых, главным образом, является снижение вязкости нефти. Один традиционный способ заключается в нагнетании горячего пара в нефтяную скважину для нагревания нефти и, таким образом, уменьшения ее вязкости. Однако этот способ является эффективным только до глубины примерно 1 км, поскольку в противном случае горячий пар охлаждается до достижения продуктивной зоны. Кроме того, для нагревания продуктивной зоны с помощью этого способа требуется от 3 до 5 месяцев нагнетания горячего пара. В качестве альтернативы, для вымывания нефти можно нагнетать в нефтяную скважину поверхностно-активные вещества или растворители. Однако эти способы имеют недостатки, поскольку добываемая нефть будет загрязнена указанными химическими реагентами, так что потребуются дополнительные усилия и затраты для ее очистки.
Еще один третичный способ добычи нефти характеризуется тем, что в продуктивной зоне нефтяного коллектора инициируют химическую реакцию с выделением горячих газов, которые нагревают нефть в продуктивной зоне с уменьшением ее вязкости и способствуют извлечению нефти путем увеличения давления в нефтяной скважине.
В заявках на патент КИ 2100583 С1, КИ 2126084 С1 и КИ 2153065 С1 описаны горючеокислительные составы (ГОС), которые способны образовывать горячие газы после инициирования химической реакции. Описанные составы предназначены для введения в нефтяную скважину нефтяного коллектора для термохимической обработки продуктивной зоны. Эти химические составы представляют собой водные растворы, содержащие большие количества до 60% по массе или более нитрата аммония, ΝΗ4ΝΟ3. Другими компонентами этих ГОС являются, например, глицерин, азотная кислота, карбамид, перманганат калия, уксусная кислота, изопропил метакарборан и ацетилсалицилат. После нагнетания ГОС в нефтяную скважину он воспламеняется за счет взрыва детонатора. Разложение 1 кг ГОС приводит к выделению тепла в количестве примерно 500-1000 ккал.
Предложенные ГОС содержат избыток кислорода и поэтому обладают свойствами сильного окислителя, так что при смешении с нефтью образуют взрывчатый состав. Более того, водные растворы, содержащие большие количества нитрата аммония, являются взрывоопасными, если содержание воды в них меньше критического количества, равного примерно 16-18% по массе. Поэтому, с учетом безопасности работы с такими составами, содержание воды обычно составляет более 26-28% по массе. Однако, с увеличением содержания воды, становится все труднее и труднее провести стабильную реакцию с высоким выходом тепла.
В патентной заявке КИ 2194156 С1, ГОС содержит, главным образом, продукт взаимодействия азотной кислоты с алканоламином, алкиламином или алкилполиамином и до 2,0-35,0% по массе неорганического нитрата, такого как нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия или нитрат кальция. С помощью такого состава была достигнута большая безопасность при эксплуатации, поскольку количество нитрата аммония могло быть значительно уменьшено. Однако при традиционном способе воспламенения ГОС за счет взрыва детонатора, по соображениям безопасности разрешено поджигать только максимум в 1-2 т состава. После того как загрузка ГОС с массой от 1 до 2 т разложилась, всю операцию по доставке ГОС и введению инициирующего заряда взрывчатого вещества следует повторить, так что в нефтяной скважине с глубиной от 1 до 2 км может вступить в реакцию не более чем примерно 10 т ГОС в день. Если глубина нефтяной скважины составляет примерно от 3 до 4 км, количество ГОС, вступающего в реакцию в день при применении этого способа, уменьшается до примерно 5 т. Поэтому степень нагрева продуктивной зоны и, таким образом, эффективность этого способа ограничены.
Соответственно, задача настоящего изобретения заключается в обеспечении улучшенных материалов и улучшенного способа для преодоления ограничений известного уровня техники путем значительного увеличения количества тепла, выделяемого в продуктивной зоне нефтяной скважины и, таким образом, возможности проведения рентабельных поисково-разведочных исследований нефтяных коллекто- 1 020983 ров. Также целью настоящего изобретения является обеспечение установки для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора.
Краткое описание изобретения
Вышеуказанная задача достигнута путем обеспечения химической системы для термической обработки нефтяного коллектора за счет инициирования химической реакции в продуктивной зоне нефтяного коллектора, при этом химическая система содержит по меньшей мере две следующие композиции:
композицию с термическим газовыделением (КТГВ), представляющую собой водный раствор или суспензию, содержащую по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из нитрата гидразина, нитратов 1,1-ди-С2-б-алкилгидразина и нитратов 1,2-ди-С2-6-алкилгидразина, таких как нитрат 1,1-диметилгидразина или нитрат 1,2-диметилгидразина, нитрата гуанидина, аддукта формамида и азотной кислоты, аддукта ацетамида и азотной кислоты, аддукта ацетонитрила и азотной кислоты, аддукта мочевины и азотной кислоты, нитрата аммония, нитрата калия, нитрата натрия, нитрата кальция, нитратов моно-, ди- и три-С^-алкиламина, нитратов моно-, ди- и три-С^-алканоламина, моно- и динитратов С2-6-алкилендиамина и полинитратов поли-С^-алкиленполиамина; и стабилизатор инициатора реакции (СИР), который представляет собой жидкость и содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из борогидридов металла МВН4, где М представляет собой Ы, Να или К;
аминоборанов (КЕЕ )Ν·ΒΗ3, где Е , Е и Е независимо представляют собой водород или С1.10алкил, или где Е1 представляет собой арил или пиридин, содержащий до 10 атомов углерода, и Е2 и Е3 представляют собой водород;
диалкилалюминатов МА1Н2Е1Е2, где М представляет собой Ы, Να или К и Е1 и Е2 независимо представляют собой С1-10-алкил;
аминоаланов (Е Е Е )Ν·Α1Η3, где Е , Е и Е независимо представляют собой водород или С1_10алкил; и алюминия или сплавов алюминия с магнием.
В настоящем изобретении для инициирования химических реакций в нефтяном коллекторе, главным образом, в продуктивной зоне нефтяной скважины, используют две различные композиции. Эти две композиции раздельно вводят в нефтяную скважину, так что они вступают в контакт на том участке, где должна происходить химическая реакция. Эта или эти реакции являются, главным образом, экзотермическими реакциями, при которых выделяются большие количества тепла и газов, что увеличивает температуру нефти, соответственно, вязкость нефти уменьшается и ее добыча интенсифицируется. Как дополнительный результат реакций, давление в продуктивной зоне возрастает, что способствует извлечению нефти. Более того, повышенное давление создает трещины в пласте, что также облегчает извлечение нефти.
Первая композиция называется композиция с термическим газовыделением (КТГВ) и содержит основное количество химических соединений, выделяющих горячие газы после инициирования химической реакции. Вторая композиция называется стабилизатор инициатора реакции (СИР) и выполняет функцию инициирования и поддержания реакции (реакций) с выделением тепла и газа. КТГВ и СИР представляют собой жидкости, которые можно подать в нефтяной коллектор с помощью насосов. Если применяемые соединения не являются жидкими как таковые, их используют в виде растворов или суспензий в подходящем растворителе. Если КТГВ и СИР представляют собой суспензии, их вязкость такова, что они все еще поддаются перекачиванию насосом и могут быть закачены в нефтяную скважину со скоростью до 4-8 л/с.
Конкретные примеры соединений, которые можно применять в КТГВ, представляют собой нитраты моно-, ди- и триэтаноламина, нитраты моно-, ди- и триэтиламина, полинитраты полиэтиленполиамина, мононитрат этилендиамина, динитрат этилендиамина, моно- и динитраты алкилидендиамина.
Для КТГВ предпочтительно использовать водный раствор или суспензию, содержащие по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из нитрата гидразина, нитратов 1,1-ди-С2-6алкилгидразина и нитратов 1,2-ди-С2-6-алкилгидразина, таких как нитрат 1,1-диметилгидразина или нитрат 1,2-диметилгидразина, нитрат гуанидина, аддукт формамида и азотной кислоты, аддукт ацетамида и азотной кислоты, аддукт мочевины и азотной кислоты и аддукт ацетонитрила и азотной кислоты.
КТГВ предпочтительно является продуктом взаимодействия азотной кислоты с соответствующими аминосоединениями, например реакции гидразина с азотной кислотой с получением нитрата гидразина. При взаимодействии азотной кислоты с указанными аминосоединениями получают соответствующие нитратные соединения или аддукты азотной кислоты.
Если КТГВ содержит одно или более соединений, выбранных из нитрата аммония, нитрата калия, нитрата натрия или нитрата кальция, содержание указанных нитратов в КТГВ составляет не более чем 50% по массе, предпочтительно не более чем 30% по массе.
Значение рН КТГВ предпочтительно находится в интервале примерно от 3 до 14 в зависимости от состава СИР и КТГВ. Более предпочтительно, смесь КТГВ и СИР имеет значение рН <7.
Что касается вышеупомянутых аминоборанов, диалкилалюминатов и аминоаланов, предпочтитель- 2 020983 но, чтобы алкильные группы К1, К2 и К3 представляли собой метил или этил.
Если в СИР используют алюминий или сплав алюминия с магнием, их можно применять в виде тонкодисперсного, пирофорного вещества предпочтительно с размером частиц, равным примерно 1 мкм или менее, и/или в форме гранул предпочтительно с размером частиц, равным примерно от 0,1 до 5 мм, более предпочтительно от 1 до 2 мм.
Если температура в нефтяной скважине достигла примерно 250-300°С, в нефтяную скважину можно ввести суспензию такого гранулированного алюминия или сплава алюминия с магнием в органическом растворителе.
Алюминий окисляется при экзотермической реакции с образованием оксида алюминия, при этом 5 кг А1 выделяют тепловую энергию, равную примерно 50000 ккал. Например, увеличение температуры 1 кг продуктивного пласта на 100°С, требует примерно 20 ккал тепловой энергии, при этом увеличение температуры 1 кг нефти на 100°С требует примерно 50 ккал тепловой энергии.
Окисление алюминия приводит к образованию частиц оксида алюминия, которые осаждаются в трещинах, образовавшихся в продуктивной зоне, и удерживают их раскрытыми, что дополнительно интенсифицирует добычу нефти.
Для приготовления раствора или суспензии СИР можно применять любой подходящий растворитель. В зависимости от веществ, используемых в качестве СИР, такой подходящий растворитель может представлять собой воду или органический растворитель, выбранный из группы, состоящей из бензина, лигроина; уайт-спирита, керосина и нафты. Если для СИР используют, например, борогидриды металла или аминобораны, в качестве растворителя можно использовать воду со значением рН >7. Для достижения такого значения рН можно добавить аммиак или гидроксид щелочного металла. Если применяют вещество, которое реагирует с водой, можно использовать один или более из вышеперечисленных органических растворителей.
В начале термохимической обработки нефтяной скважины обычно применяют примерно 5-7% по массе СИР относительно массы КТГВ, нагнетаемой в нефтяную скважину. После инициирования химических реакций, достаточно использовать примерно 1% по массе СИР относительно массы КТГВ. При применении химической системы согласно настоящему изобретению, в продуктивной зоне нефтяного коллектора могут прореагировать до нескольких сотен тонн вещества в день, что примерно в 50-100 раз больше количества вещества, которое может реагировать в день при применении систем и способов, которые были известны до настоящего времени. Вышеуказанное взаимодействие можно осуществить путем непрерывного закачивания КТГВ в нефтяную скважину и раздельного закачивания СИР в нефтяную скважину, при этом СИР можно закачивать непрерывно или периодически. В случае если температура в зоне реакции находится в диапазоне примерно 200-300°С или выше, введение СИР можно прекратить, поскольку при таких температурах КТГВ будет стабильно реагировать и без дополнительного воспламенения. При температурах ниже примерно 180-200°С нагнетание СИР следует возобновить.
В отличие от ГОС, применяемого в уровне техники, КТГВ согласно настоящему изобретению не содержит избыток кислорода и, таким образом, не проявляет свойств окислителя, благодаря чему при смешивании с нефтью не образуется взрывчатая композиция. Разложение 1 кг КТГВ приводит к выделению тепла в количестве примерно 1000-3200 ккал.
Путем применения химической системы согласно настоящему изобретению можно получить больше тепла в единицу времени и, таким образом, повысить эффективность процесса извлечения нефти, к тому же это первый случай, когда стабильную и непрерывную реакцию можно поддерживать путем непрерывного закачивания реакционноспособных веществ в нефтяную скважину. До настоящего времени существовало общее мнение, что невозможно инициировать и поддерживать в нефтяной скважине стабильную и непрерывную реакцию с участием такого большого количества реакционноспособных веществ. С помощью УВНГВК согласно настоящему изобретению становится также возможным извлечение нефти из нефтяных коллекторов, содержащих, главным образом, высоковязкую нефть, которую было бы невозможно эффективно добыть способами, известными до настоящего времени.
Согласно предпочтительному варианту реализации настоящего изобретения СИР или КТГВ могут дополнительно содержать одну или более растворимых солей металлов Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V. Эти металлы способны катализировать окисление нефти с возможным выделением дополнительного тепла. Вышеуказанные соли металлов содержатся в СИР в количестве не более чем 10% по массе относительно общей массы СИР.
Особенно предпочтительными солями металлов являются РеПО3)3. Μη(ΝΟ3)2·6Η2Ο, Мп(8О4)-6Н2О, КМпО4, К2МпО4, К2СгО4, МьСгСС К2Сг2О7, МьСгО , СоПО3)3, ΝΗ4νθ3, Νανθ3 и Κνθ3.
Ниже приведены общие сведения о предпочтительных соотношениях компонентов, входящих в состав УВНГВК, в том числе КТГВ и СИР, при этом соотношения выражены в виде % по массе относительно общей массы реагентов, содержащихся в КТГВ и СИР, но без растворителей, применяемых для приготовления соответствующих растворов или суспензий.
- 3 020983
| Соединения для КТГВ: 1. нитрат гидразина 2. нитраты 1,1-ди-С2-б-алкилгидразина и нитраты 1,2-ди-С2-б-алкилгидразина, такие как нитрат 1,1-диметилгидразина или нитрат 1,2диметил гидразина 3. нитрат гуанидина 4. аддукт формамида и азотной кислоты 5. аддукт ацетамида и азотной кислоты 6. аддукт ацетонитрила и азотной кислоты 7. аддукт мочевины и азотной кислоты | 30 - 70 % по массе |
| Соединения для КТГВ: 1. Нитраты моно-, ди- и триэтаноламина 2. Нитраты моно-, ди- и три-Ср5алкиламина, такие как нитраты моно-, ди- и триэтиламина 3. Полинитрат полиэтиленполиамина 4. Моно- и динитрат С1.5- алкилидендиамина, такие как мононитрат этилендиамина или динитрат этилендиамина | если присутствуют, то по меньшей мере 10 % по массе |
| Соединения для СИР: 1. борогидриды металлов МВН4 2. аминобораны (К1 Κ2Κ3)Ν·ΒΗ3 3. диалкилалюминаты ΜΑΙΗ2Ρ1Р2 4. аминоаланы (Ρ1Ρ2Β3)Ν·ΑΙΗ3 5. алюминий или сплав алюминия с магнием. | 1-10 % по массе 0,5-5 % по массе 1,5 - 7 % по массе 3 -10 % по массе 0,3-70 % по массе |
| Растворимые соли Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V | 1 - 4 % по массе |
| Нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия, нитрат кальция | 0-50 % по массе |
Способ согласно настоящему изобретению для увеличения количества тепла, получаемого в продуктивной зоне нефтяной скважины и, таким образом, возможности проведения рентабельных поисковоразведочных исследований в нефтяных коллекторах, характеризуется применением вышеописанной химической системы, при этом композицию с термическим газовыделением (КТГВ) и стабилизатор инициатора реакции (СИР) раздельно вводят в нефтяной коллектор и приводят в контакт в продуктивной зоне нефтяного коллектора с целью инициирования химической реакции с выделением тепла и газов.
Предпочтительно непрерывно вводить КТГВ в нефтяной коллектор, а СИР вводить одновременно с КТГВ непрерывным или периодическим способом.
С помощью способа согласно настоящему изобретению КТГВ и СИР можно закачивать в нефтяной коллектор со скоростью примерно 4-8 л/с.
Частный вариант реализации способа согласно настоящему изобретению включает стадии:
a) введение гранул алюминия или алюминий/магниевого сплава в качестве СИР в нефтяную скважину нефтяного коллектора и удержание гранул в реакционной камере, расположенной в нефтяной скважине;
b) введение КТГВ в нефтяную скважину, так что она вступает в контакт с гранулами, находящимися в реакционной камере, для инициирования и поддержания термохимической реакции с выделением тепла и газов;
c) проведение выделившихся горячих газов в продуктивную зону нефтяного коллектора;
4) смещение термохимической реакции в продуктивную зону нефтяного коллектора за счет возможности попадания гранул в продуктивную зону; и
е) приведение гранул в продуктивной зоне в контакт с КТГВ, введенной в нефтяную скважину.
Согласно вышеописанному способу реакционная камера расположена в продуктивной зоне нефтяного коллектора или примыкает к ней. Точное расположение реакционной камеры зависит от конструкции применяемой установки и конструкции нефтяной скважины. Фактически, реакционная камера может занимать пространство до 500-600 м выше продуктивной зоны и может даже простираться на расстояние от нескольких метров до нескольких десятков метров ниже продуктивной зоны.
Предпочтительным соединением КТГВ с точки зрения химического взаимодействия с гранулами алюминия или алюминий/магниевого сплава является аддукт мочевины и азотной кислоты, продукт взаимодействия мочевины с азотной кислотой.
Значение рН в реакционной камере находится в диапазоне рН 3-14, при этом предпочтительным является рН, равный примерно 3-4, поскольку газообразный водород, образующийся при термохимической реакции окисляется до Н2О, и количество выделяемого тепла возрастает примерно на 30%.
На стадии смещения термохимической реакции в продуктивную зону термохимическая реакция и, таким образом, гранулы, смещаются в трещины, имеющиеся в продуктивной зоне. Это приводит к прямому нагреванию участков, окружающих трещины, поэтому трещины могут увеличиться за счет увеличения их длины и объема.
Эту стадию смещения термохимической реакции в продуктивную зону предпочтительно проводят
- 4 020983 при нагреве продуктивной зоны до температуры, равной примерно 300°С.
Способ согласно настоящему изобретению может также включать стадию контакта гранул в продуктивной зоне по меньшей мере с одним сильным окислителем, таким как бихромат калия К2Сг2О7. Такие сильные окислители способствуют выделению больших количеств энергии и твердых оксидов металлов, подобно А12О3, которые действуют как расклинивающие наполнители (расклинивающие агенты), удерживая трещины раскрытыми.
Когда в продуктивной зоне в результате реакции алюминия или алюминий/магниевого сплава с КТГВ устанавливаются достаточно высокие температура и давление и присутствует водород, нефть в нефтяном коллекторе подвергается процессу гидрокрекинга.
Благодаря такому процессу гидрокрекинга вязкость нефти в обработанном нефтяном коллекторе значительно уменьшается, поскольку помимо повышения температуры более сложные углеводородные молекулы в продуктивной зоне разлагаются с образованием более простых углеводородных молекул.
Вышеуказанному процессу гидрокрекинга может также способствовать добавление подходящих металлических катализаторов, таких как соли металлов Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V.
Большое количество нефтяных скважин, особенно более старых нефтяных скважин, загрязнено или испорчено высоким содержанием воды. С помощью способа согласно настоящему изобретению, применяя алюминий или алюминий/магниевые сплавы, можно уменьшить количество воды, присутствующей в нефтяной скважине. В ходе взаимодействия алюминия или алюминий/магниевых сплавов в щелочных условиях происходит расходование воды. Кроме того, гидроксиды металлов, образующиеся в результате реакции алюминия или алюминий/магниевых сплавов, обладают свойством поглощения воды или связывания воды в виде кристаллогидратов.
Также можно осуществить термический крекинг нефти путем дополнительного увеличения температуры в продуктивной зоне. Однако процесс гидрокрекинга, описанный выше, предпочтителен, поскольку он более эффективен и уменьшает количество воды, присутствующей в продуктивной зоне.
Такой процесс гидрокрекинга в продуктивной зоне нефтяной скважины никогда раньше не был описан. Он представляет собой очень эффективный способ термохимической обработки нефтяного коллектора и, таким образом, дает возможность проводить рентабельные поисково-разведочные исследования нефтяных коллекторов.
Согласно еще одному конкретному варианту реализации способа согласно настоящему изобретению КТГВ и СИР вводят в форме жидких слоев, разделенных слоями разделительной жидкости. При применении указанного способа становится возможным введение КТГВ и СИР в нефтяную скважину через одну насосно-компрессорную трубу и, при этом, осуществление раздельной, но непрерывной подачи КТГВ и СИР.
Другой вариант реализации способа согласно настоящему изобретению включает стадии:
a) введение гранул алюминия или алюминий/магниевого сплава в качестве СИР в нефтяную скважину нефтяного коллектора и удержание гранул в первой реакционной камере, расположенной в нефтяной скважине;
b) введение первой КТГВ в нефтяную скважину, так что она вступает в контакт с гранулами, находящимися в первой реакционной камере, для инициирования и поддержания термохимической реакции, при которой выделяется тепловая энергия, и нагревания стенок первой реакционной камеры;
c) введение второй КТГВ в нефтяную скважину, так что она вступает в контакт с нагретыми стенками первой реакционной камеры и воспламеняется;
й) проведение воспламенённой КТГВ во вторую реакционную камеру, в которой КТГВ реагирует с выделением тепла и газов; и
е) проведение выделившихся горячих газов в продуктивную зону нефтяного коллектора.
Согласно этому частному варианту реализации изобретения можно использовать установку, состоящую из жаропрочного стакана с перфорированным дном, расположенного в нижнем конце насоснокомпрессорной трубы, размещенную в нефтяной скважине, так что гранулы СИР находятся в стакане и могут вступать в контакт с первой КТГВ, введенной в эту насосно-компрессорную трубу. Участок насосно-компрессорной трубы с прикрепленным стаканом образует первую реакционную камеру и нагревается при термохимической реакции. Вторая КТГВ проходит вдоль наружной поверхности этого участка насосно-компрессорной трубы и, таким образом, нагревается до температуры, достаточно высокой для индуцирования её воспламенения.
В этом способе стакан должен обладать такой устойчивостью, чтобы он мог выдержать химические и термические условия во время термохимической обработки. Напротив, если вышеописанный способ также включает смещение термохимической реакции в продуктивную зону, указанный стакан может быть изготовлен из материала, который постепенно разрушается при химических и термических условиях. Такой материал может представлять собой алюминий или алюминий/магниевый сплав, который, например, будет реагировать с КТГВ, поступившей в стакан, или который выгорит при высоких температурах.
Установки для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора согласно настоящему изобретению характеризуются тем, что с их помощью возможно раздельное введение композиции с
- 5 020983 термическим газовыделением (КТГВ) и стабилизатора инициатора реакции (СИР), описанных выше, и осуществление контакта КТГВ и СИР в продуктивной зоне нефтяной скважины, которая подвергается обработке, или около нее. Предложенная установка включает внешнюю насосно-компрессорную трубу, вставленную в обсадную колонну нефтяной скважины с образованием внешнего кольцевого пространства между наружной поверхностью внешней насоснокомпрессорной трубы и внутренней поверхностью обсадной колонны, при этом нижний конец внешней насосно-компрессорной трубы расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины или выше нее;
пакер, установленный выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы и герметизирующий внешнее кольцевое пространство;
внутреннюю насосно-компрессорную трубу, вставленную во внешнюю насосно-компрессорную трубу с образованием внутреннего кольцевого пространства между наружной поверхностью внутренней насосно-компрессорной трубы и внутренней поверхностью внешней насосно-компрессорной трубы, при этом через внутреннюю насосно-компрессорную трубу можно подавать в продуктивную зону одну композицию, выбранную из КТГВ или СИР, а через внутреннее кольцевое пространство можно подавать в продуктивную зону другую композицию, выбранную из КТГВ или СИР, причем нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы расположен в продуктивной зоне или выше нее;
при этом по меньшей мере один конец, выбранный из нижнего конца внешней насоснокомпрессорной трубы и нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы, расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины; и перемешивающее устройство, приводящее в контакт КТГВ и СИР в продуктивной зоне нефтяной скважины.
Перемешивающее устройство описываемой установки можно реализовать посредством размещения герметизированного нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы выше нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы, но ниже пакера; и выполнения отверстий во внутренней насоснокомпрессорной трубе с возможностью обмена текучей средой между внутренним кольцевым пространством и внутренней насосно-компрессорной трубой, при этом отверстия расположены у дистального участка внутренней насосно-компрессорной трубы, но выше нижнего конца внешней насоснокомпрессорной трубы.
Такие отверстия предпочтительно выполнить в виде щелевых форсунок, представляющих собой трубчатые соединительные каналы со щелью, проходящие по диагонали через внутреннюю насоснокомпрессорную трубу.
Предпочтительно такие щели формируют в нижней части трубчатых соединительных каналов.
Согласно конкретному варианту реализации настоящей установки стакан вставлен во внутреннюю насосно-компрессорную трубу ниже отверстий в этой насосно-компрессорной трубе, при этом на дне указанного стакана имеются отверстия, которые делают возможным протекание смешанных жидкостей, но не гранулированного вещества, подаваемого с СИР через внутреннюю насосно-компрессорную трубу. Т.е. отверстия на дне имеют меньший диаметр, чем гранулы, подаваемые с СИР.
Такой стакан можно изготовить из алюминия или алюминий/магниевого сплава, если предполагается, что стакан имеет ограниченный срок службы во время термохимической обработки, так что через определенное время гранулы больше не удерживаются в нефтяной скважине, а вынужденно перемещаются в продуктивную зону и в образованные в ней трещины.
Согласно еще одному конкретному варианту реализации установки согласно изобретению, по меньшей мере одно турбинное перемешивающее устройство расположено во внутренней насоснокомпрессорной трубе ниже отверстий в насосно-компрессорной трубе, при этом турбинное перемешивающее устройство содержит вал, поддерживаемый с помощью по меньшей мере одного подшипника скольжения, и несущих турбинных лопаток и перемешивающих лопаток. Подшипник скольжения дополнительно содержит отверстия, через которые могут протекать жидкости, проходящие через внутреннюю насосно-компрессорную трубу. Кроме того, турбинные лопатки передают энергию от текущих жидкостей на вал, что приводит к вращению вала с прикрепленными к нему перемешивающими лопатками и, таким образом, перемешиванию жидкостей. С помощью такого турбинного перемешивающего устройства можно улучшить перемешивание по сравнению с вышеописанными щелевыми форсунками.
В установке согласно настоящему изобретению перемешивающее устройство можно также реализовать посредством размещения нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы; и путем размещения по меньшей мере одного турбинного перемешивающего устройства во внешней насосно-компрессорной трубе ниже нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы, при этом турбинное перемешивающее устройство содержит вал, поддерживаемый по меньшей мере одним подшипником скольжения, и несущие турбинные лопатки и перемешивающие лопатки. Кроме того, подшипник скольжения содержит отверстия, через которые могут протекать жидкости, проходящие через внутреннюю насосно-компрессорную трубу. Турбинные лопатки передают энергию от протекающих жидкостей на вал, что приводит к вращению вала с прикрепленными к нему перемешивающими лопатками, благодаря чему жидкости перемешиваются.
Для устойчивой поддержки вала вышеописанные турбинные перемешивающие установки содержат
- 6 020983 предпочтительно два подшипника скольжения.
В случае если в установке, описанном выше, размещено более чем одно турбинное перемешивающее устройство, перемешивание можно дополнительно улучшить, если следующие друг за другом турбинные перемешивающие устройства будут иметь противоположные направления вращения.
Перемешивающее устройство для установки согласно настоящему изобретению можно альтернативным образом реализовать путем размещения нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы; и путем установки стакана в нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы, при этом на дне стакана имеются отверстия, через которые могут протекать жидкости, подаваемые через внутреннюю насосно-компрессорную трубу, но не гранулированное вещество, подаваемое с СИР.
Как уже упоминалось выше, такой стакан можно изготовить из алюминия или алюминий/магниевого сплава.
Альтернативный вариант реализации установки согласно настоящему изобретению включает насосно-компрессорную трубу, вставленную в обсадную колонну нефтяной скважины с образованием кольцевого пространства между наружной поверхностью насосно-компрессорной трубы и внутренней поверхностью обсадной колонны, при этом нижний конец насосно-компрессорной трубы расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины или выше нее;
пакер, установленный выше нижнего конца насосно-компрессорной трубы и герметизирующий кольцевое пространство;
стакан, вставленный в нижний конец насосно-компрессорной трубы, при этом на дне стакана имеются отверстия, благодаря которым через насосно-компрессорную трубу могут проходить КТГВ и СИР, но не гранулированное вещество, подаваемое с СИР.
Кроме того, такой стакан можно изготовить из алюминия или алюминий/магниевого сплава.
Вышеописанная установка обеспечивает раздельную подачу КТГВ и СИР путем закачивания жидкостей в форме жидких слоев через насосно-компрессорную трубу. Чтобы избежать перемешивания и химического взаимодействия слоев КТГВ и СИР до поступления в продуктивную зону, между слоями КТГВ и СИР размещают слой разделительной жидкости.
В другой установке, описанной выше, пакер может содержать датчики для измерения температуры пакера и давления под пакером. Это позволяет лучше контролировать процесс термохимической обработки.
Другая установка, описанная выше, может также содержать по меньшей мере одну реакционную камеру, в которой КТГВ и СИР вступают в химическое взаимодействие.
Что касается установок и способов согласно настоящему изобретению, предпочтительные варианты реализации изобретения описаны ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано:
на фиг. 1 - установка согласно первому предпочтительному варианту реализации изобретения; на фиг. 2 - установка согласно второму предпочтительному варианту реализации изобретения; на фиг. 3 - установка согласно третьему предпочтительному варианту реализации изобретения; на фиг. 4 - установка согласно четвертому предпочтительному варианту реализации изобретения; на фиг. 5 - установка согласно пятому предпочтительному варианту реализации изобретения и на фиг. 6 - установка согласно шестому предпочтительному варианту реализации изобретения.
Установка согласно изобретению
Ниже описаны установки для термической обработки нефтяного коллектора путем раздельного введения композиции с термическим газовыделением (КТГВ) и стабилизатора инициатора реакции (СИР), входящих в состав вышеописанной химической системы, в нефтяную скважину нефтяного коллектора.
Установка согласно настоящему изобретению для проведения такой термохимической обработки включает:
внешнюю насосно-компрессорную трубу, вставленную в обсадную колонну нефтяной скважины с образованием внешнего кольцевого пространства между наружной поверхностью внешней насоснокомпрессорной трубы и внутренней поверхностью обсадной колонны, при этом нижний конец внешнем насосно-компрессорной трубы расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины или выше нее;
пакер, установленный выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы и герметизирующий внешнее кольцевое пространство;
внутреннюю насосно-компрессорную трубу, вставленную во внешнюю насосно-компрессорную трубу с образованием внутреннего кольцевого пространства между наружной поверхностью внутренней насосно-компрессорной трубы и внутренней поверхностью внешней насосно-компрессорной трубы, при этом через внутреннюю насосно-компрессорную трубу можно подавать в продуктивную зону одну композицию, выбранную из КТГВ или СИР, и через внутреннее кольцевое пространство можно подавать в продуктивную зону другую композицию, выбранную из КТГВ или СИР, причем нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы расположен в продуктивной зоне или выше нее;
при этом по меньшей мере один конец, выбранный из нижнего конца внешней насоснокомпрессорной трубы и нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы, расположен в про- 7 020983 дуктивной зоне нефтяной скважины; и перемешивающее устройство, приводящее в контакт КТГВ и СИР в продуктивной зоне нефтяной скважины.
Применение такой установки позволяет осуществлять раздельную подачу КТГВ и СИР через нефтяную скважину в продуктивную зону, где две композиции смешивают с помощью перемешивающего устройства.
Перемешивающее устройство также включает по меньшей мере одну реакционную камеру, в которой КТГВ и СИР вступают в химическое взаимодействие.
Перемешивающее устройство можно реализовать путем размещения герметизированного нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы выше нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы и ниже пакера и путем выполнения отверстий во внутренней насосно-компрессорной трубе, которые делают возможным обмен жидкостями между внутренним кольцевым пространством и внутренней насосно-компрессорной трубой. Вышеуказанные отверстия расположены у дистального участка внутренней насосно-компрессорной трубы, но выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы.
Одним из факторов, влияющих на эффективность предложенного способа термической обработки нефтяного коллектора, является скорость выделения тепла, которая зависит от скорости перемешивания реагентов и времени их контакта в реакционной камере. Время контакта можно продлить путем увеличения длины участка насосно-компрессорной трубы, расположенного ниже отверстий. Участок насоснокомпрессорной трубы, расположенный ниже отверстий, называют реакционной камерой или реактором.
Для вариантов реализации изобретения, в которых гранулы алюминия или алюминий/магниевого сплава удерживаются в насосно-компрессорной трубе (с помощью стакана с перфорированным дном, как будет описано далее), часть насосно-компрессорной трубы, заполненной гранулами, можно назвать реакционной камерой или реактором.
Кроме того, если указанные гранулы алюминия или алюминий/магниевого сплава осаждаются в трещинах в продуктивном пласте, пространство внутри таких трещин также можно назвать реакционной камерой или реактором.
Другие факторы, подобно структуре продуктивного пласта, подвергаемого обработке, составов нефти и природного газа в этом продуктивном пласте, конструкции нефтяной скважины, и, в особенности, насколько выше продуктивного пласта расположен пакер, оказывают влияние на то, какой конкретный вариант реализации устройства или способ согласно изобретению является лучшим для эффективной термохимической обработки продуктивного пласта.
Например, пакер нельзя помещать далеко от нагретого продуктивного пласта, в то же самое время пакер нельзя нагревать слишком сильно.
Поэтому, ниже будут описаны различные варианты реализации установки и способа для термической обработки нефтяного коллектора.
Например, установки согласно первому и второму вариантам реализации изобретения не содержат движущихся деталей и, таким образом, являются наиболее надежными. Однако установку согласно первому варианту реализации можно применять только в комбинации с реакционной камерой, имеющей длину не менее чем 80-100 м. При длине только 10-15 м такая установка имеет низкий показатель эффективности.
Если необходимо ограничить длину реакционной камеры примерно до 10-15 м, можно использовать установки согласно второму, третьему и четвертому вариантам реализации изобретения, поскольку применяемые в них перемешивающие устройства имеют более высокую эффективность. Согласно этим вариантам реализации изобретения для вращения турбинного перемешивающего устройства и, таким образом, для перемешивания жидкостей используют не более 10% химической энергии, поступающей с КТГВ и СИР.
Первый вариант реализации установки.
На фиг. 1 показан первый вариант реализации устройства для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора. Внешняя насосно-компрессорная труба (2) с диаметром примерно 2 7/8 дюймов (7,30 см) вставлена в обсадную колонну (1) нефтяной скважины с образованием внешнего кольцевого пространства (7) между наружной поверхностью внешней насосно-компрессорной трубы и внутренней поверхностью обсадной колонны. Внутренняя насосно-компрессорная труба (3) с диаметром примерно 1 1/2 дюйм (3,81 см) вставлена во внешнюю насосно-компрессорную трубу (2) с образованием внутреннего кольцевого пространства (8) между наружной поверхностью внутренней насоснокомпрессорной трубы и внутренней поверхностью внешней насосно-компрессорной трубы. Нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы (не показано) расположен в продуктивной зоне и нижний конец внешней насосно-компрессорной трубы расположен на заданном расстоянии выше нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы и, таким образом, находится в продуктивной зоне нефтяной скважины или выше нее. Нижний конец внешней насосно-компрессорной трубы герметизирован путем присоединения его к наружной поверхности внутренней насосно-компрессорной трубы. Кроме того, пакер (4) установлен выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы и герметизирует внешнее кольцевое пространство, так что жидкость не может поступать во внешнее кольцевое пространство
- 8 020983 (7). Чтобы избежать перегрева пакера, предпочтительно расположить его на достаточном расстоянии перед первым отверстием во внутренней трубе по направлению потока подаваемых жидкостей. Пакер может также иметь датчики для измерения температуры пакера и давления под пакером.
Через внутреннюю насосно-компрессорную трубу можно подавать в продуктивную зону одну композицию, выбранную из КТГВ или СИР, а через внутреннее кольцевое пространство можно подавать в продуктивную зону другую композицию, выбранную из КТГВ или СИР. На отдаленном от центра участке внутренней насосно-компрессорной трубы, но выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы оборудованы четыре щелевые форсунки. Эти щелевые форсунки реализованы таким образом, что трубчатые соединительные каналы (5) проходят по диагонали через внутреннюю насоснокомпрессорную трубу и имеют щели (6). С помощью указанных щелевых форсунок жидкость, подаваемая через внутреннее кольцевое пространство, проходит в трубчатые соединительные каналы и через щель (6), благодаря чему она распределяется в жидкости, подаваемой через внутреннюю насоснокомпрессорную трубу и, таким образом, смешивается с ней. Конечно, можно использовать более четырех щелевых форсунок. Для лучшего перемешивания щелевые форсунки можно разместить таким образом, чтобы две соседние щелевые форсунки были аксиально смещены относительно друг друга на заданный угол. Также предпочтительно, чтобы щели были сделаны в нижней части трубчатых соединительных каналов. Согласно предпочтительному варианту реализации изобретения, изображенному на фиг. 1, щелевые форсунки смещены в продольном направлении на 45° и щели сделаны в самой нижней точке трубчатых соединительных каналов, т.е. по направлению потока жидкости, подаваемой через внутреннюю насосно-компрессорную трубу. Получившееся расположение щелевых форсунок в шахматном порядке показано в нижней части на фиг. 1 в виде проекции со стороны нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы.
В данном устройстве предпочтительно подавать КТГВ через внутреннюю насосно-компрессорную трубу, а СИР - через внутреннее кольцевое пространство.
Участок внутренней насосно-компрессорной трубы, расположенный ниже самого нижнего отверстия (щелевых форсунок), образует реакционную камеру, в которой перемешанные КТГВ и СИР реагируют с выделением тепла и газов. Реакционная камера может иметь длину до 100 м или более и позволяет проводить реакцию с участием до 15 т реагентов в час с высокой эффективностью реакции, составляющей примерно 90%. Т.е. примерно 90% энергии, получаемой при химическом взаимодействии всех веществ, подаваемых в реакционную камеру, будет доступно для термохимической обработки нефтяного коллектора. Нагретые продукты реакции поступают в нефтяной коллектор и увеличивают давление под пакером, так что в продуктивном пласте образуются новые расколы или трещины.
Установку, показанную на фиг. 1, предпочтительно применять в нефтяных скважинах, в которых пакер расположен на расстоянии не более чем 100 м от продуктивного пласта, и эта установка характеризуется простой конструкцией без каких-либо движущихся деталей и обеспечением высокой эффективности реакции за счет длинной реакционной камеры.
Второй вариант реализации установки.
В случае, когда пакер расположен не более чем на 10-15 м выше продуктивного пласта, предпочтительно использовать установку согласно второму варианту реализации изобретения, показанному на фиг. 2. Вместо длинной реакционной камеры устройства согласно первому варианту реализации изобретения устройство согласно второму варианту реализации изобретения содержит стакан (10), вставленный во внутреннюю насосно-компрессорную трубу ниже самого низкого отверстия во внутренней насоснокомпрессорной трубе. На дне стакана имеются отверстия, через которые может проходить смесь жидкостей, при этом длина стакана составляет до 4 м, предпочтительно 3-4 м.
Отверстия на дне стакана (10) имеют такие размеры, что гранулированное вещество не может пройти и, таким образом, остается в стакане, так что, например, гранулы алюминия или алюминий/магниевого сплава, подаваемые в виде суспензии через внутреннюю насосно-компрессорную трубу, удерживаются в стакане, поскольку диаметр их частиц больше, чем диаметр отверстий на дне стакана.
Стакан также может быть изготовлен из материала с ограниченным сроком службы в условиях его применения. Т.е. стакан сконструирован таким образом, что через рассчитанное время прохождения жидкостей через стакан его дно разрушается, вследствие чего удерживаемое в нем гранулированное вещество перемещается в продуктивный пласт. Стакан предпочтительно изготовлен из алюминия или алюминий/магниевого сплава, который растворяется при соприкосновении с кислыми или щелочными жидкостями или сгорает при высоких температурах, равных примерно 700°С или выше.
Третий вариант реализации установки.
Ниже описан дополнительный вариант реализации установки для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора. Помимо вышеописанных вариантов реализации, содержащих отверстия во внутренней насосно-компрессорной трубе, настоящий вариант реализации включает по меньшей мере одно турбинное перемешивающее устройство, расположенное во внутренней насосно-компрессорной трубе ниже указанных отверстий. Турбинное перемешивающее устройство включает вал, поддерживаемый по меньшей мере одним подшипником скольжения и несущий турбинные лопатки и перемешивающие лопатки, при этом подшипник скольжения содержит отверстия, через которые могут протекать про- 9 020983 ходящие жидкости, причем турбинные лопатки передают энергию от протекающих жидкостей на вал, что приводит к вращению вала с прикрепленными к нему перемешивающими лопатками. Участок внутренней насосно-компрессорной трубы с диаметром примерно 1 1/2 дюйма (3,81 см), расположенный ниже турбинной перемешивающей установки, образует реакционную камеру данной установки. Участок внутренней насосно-компрессорной трубы между первыми отверстиями и первой турбинной перемешивающей установкой можно назвать предварительной камерой. Примерно 1/10 часть реагентов реагирует в данной предварительной камере, при этом выделяющаяся энергия, по меньшей мере, частично расходуется на приведения в действие турбинной перемешивающей установки (установок), размещенной ниже по потоку относительно предварительной камеры.
На фиг. 3 показан частный вариант реализации установки согласно третьему варианту реализации изобретения. Согласно этому частному варианту реализации изобретения вал (11) закреплен с помощью двух подшипников скольжения (12), содержащих отверстия (15), которые делают возможным протекание проходящих жидкостей. На валу (12) располагаются турбинные лопатки (13) и перемешивающие лопатки (14), при этом турбинные лопатки расположены перед перемешивающими лопатками относительно направления потока жидкостей. Турбинные лопатки передают энергию от протекающих жидкостей на вал, что приводит к вращению вала с прикрепленными к нему перемешивающими лопатками, при этом вращаемые перемешивающие лопатки улучшают перемешивание КТГВ и СИР. Согласно настоящему варианту реализации изобретения перемешивающие лопатки (13) представляют собой перфорированные пластины.
Четвертый вариант реализации установки.
Ниже описано устройство для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора согласно четвертому предпочтительному варианту реализации изобретения. В отличие от вариантов реализации изобретения, описанных выше, перемешивающее устройство предложенной согласно изобретению установки реализовано таким образом, что нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы (3) размещен выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы (2) и по меньшей мере одно турбинное перемешивающее устройство расположено во внешней насосно-компрессорной трубе ниже нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы. В качестве турбинного перемешивающего устройства можно применять то же устройство, что описано выше для третьего варианта реализации изобретения.
При использовании двух или более турбинных перемешивающих устройств предпочтительно, чтобы следующие друг за другом турбинные перемешивающие устройства имели противоположные направления вращения.
Конкретный вариант реализации установки согласно настоящему изобретению показан на фиг. 4. Он содержит два турбинных перемешивающих устройства с противоположными направлениями вращения. Кроме того, согласно этому варианту реализации изобретения внешней насосно-компрессорной трубе (2) придают коническую форму на участке между нижним концом внутренней насоснокомпрессорной трубы (3) и первым турбинным перемешивающим устройством.
Как и в предыдущем варианте реализации изобретения, участок внутренней насоснокомпрессорной трубы с диаметром примерно 1 1/2 дюйма (3,81 см), расположенный ниже турбинных перемешивающих устройств, образует реакционную камеру настоящего устройства. Конический участок внешней насосно-компрессорной трубы (2) можно назвать предварительной камерой.
Пятый вариант реализации установки.
На фиг. 5 показан пятый вариант реализации установки для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора согласно настоящему изобретению. В отличие от установки согласно первому варианту реализации изобретения устройство согласно пятому варианту реализации изобретения не содержит отверстий во внутренней насосно-компрессорной трубе, которые делают возможным обмен жидкостями с внутренним кольцевым пространством (8). В устройстве согласно пятому варианту реализации изобретения перемешивающее устройство реализовано таким образом, что нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы (3) размещен выше нижнего конца внешней насосно-компрессорной трубы (2) и стакан (10) вставлен в нижний конец внутренней насосно-компрессорной трубы. На дне этого стакана имеются отверстия, через которые могут проходить жидкости, подаваемые через внутреннюю насосно-компрессорную трубу, но не гранулированный алюминиевый материал (16), подаваемый с СИР. Так что, когда гранулы алюминия или алюминий/магниевого сплава подают в виде суспензии через внутреннюю насосно-компрессорную трубу, гранулы удерживаются в стакане, поскольку диаметр их частиц больше, чем диаметр отверстий на дне стакана.
Участок внутренней насосно-компрессорной трубы, заполненный гранулами, можно рассматривать как первую реакционную камеру. Тепло, выделяющееся в этой реакционной камере, нагревает жидкость (КТГВ), закачиваемую через внутреннее кольцевое пространство (8), вследствие чего КТГВ воспламеняется без дополнительного применения СИР. Участок внешней насосно-компрессорной трубы, расположенный ниже нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы, можно рассматривать как вторую реакционную камеру.
Если устройство согласно пятому варианту реализации изобретения используют с применением
- 10 020983 способа согласно третьему варианту реализации изобретения, то в первой реакционной камере достигаются высокие температуры, доходящие примерно до 600-700°С, поэтому стакан должен быть изготовлен из жаропрочного материала.
Однако, если это устройство используют для гидрокрекинга (четвертый вариант реализации способа), можно применять стакан (10) того же типа, который описан выше для варианта реализации изобретения 2. Поэтому предпочтительно, чтобы такой стакан был изготовлен из алюминия или алюминий/магниевого сплава.
Шестой вариант реализации установки.
Шестой вариант реализации установки для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора согласно настоящему изобретению показан на фиг. 6. Устройство включает только одну насосно-компрессорную трубу (22) с диаметром примерно 2 7/8 дюймов (7,30 см), вставленную в нефтяную скважину. Данная насосно-компрессорная труба (22) вставлена в обсадную колонну (21) нефтяной скважины с образованием кольцевого пространства (25) между наружной поверхностью насоснокомпрессорной трубы (22) и внутренней поверхностью обсадной колонны (21), при этом нижний конец насосно-компрессорной трубы (22) расположен в продуктивной зоне нефтяной скважины или выше нее. Пакер (24), герметизирующий кольцевое пространство (25), установлен выше нижнего конца насоснокомпрессорной трубы (22). Стакан (23) вставлен в нижний конец насосно-компрессорной трубы, при этом на дне стакана имеются отверстия, благодаря которым через насосно-компрессорную трубу могут проходить КТГВ и СИР, но не гранулированное вещество, подаваемое с СИР.
В качестве стакана (23) можно применять стакан того же типа, который описан выше для варианта реализации изобретения 2. В этом случае предпочтительно, чтобы такой стакан был изготовлен из алюминия или алюминий/магниевого сплава. В случае если не предполагают разрушение стакана во время использования установки, стакан изготавливают из материала с достаточной устойчивостью к агрессивным термическим и химическим условиях, имеющих место в нефтяной скважине при термохимической обработке.
Устройство согласно шестому варианту реализации изобретения используют путем закачивания КТГВ (26) и СИР (27) в виде слоев, разделенных слоями инертной жидкости или разделительной жидкости (28).
Участок насосно-компрессорной трубы, заполненный гранулированным веществом, образует реакционную камеру установки согласно настоящему изобретению.
В целом, следует отметить, что в вышеописанных установках согласно настоящему изобретению, содержащих стакан для удержания гранул СИР, указанный стакан может быть сконструирован различным образом, чтобы соответствовать требованиям способа термохимической обработки, для реализации которого применяют устройство. Например, срок службы стакана в химических и термических условиях в нефтяной скважине можно регулировать путем применения более или менее прочного материала или путем регулирования толщины дна стакана. В случае если не предполагают разрушение стакана во время термохимической обработки, стакан изготавливают из соответствующего прочного материала.
Способы согласования изобретению
Первый вариант реализации способа.
Согласно первому варианту реализации способа термической обработки нефтяного коллектора можно применять устройство, показанное на фиг. 1, 3 или 4, при этом предпочтительно подавать КТГВ через внутреннюю насосно-компрессорную трубу, а СИР подавать через внутреннее кольцевое пространство, причем обе композиции загружают в виде поддающихся перекачиванию насосом растворов или суспензий.
Второй вариант реализации способа.
Во втором варианте реализации способа термической обработки нефтяного коллектора применяют устройство согласно второму варианту реализации изобретения, изображенному на фиг. 2, при этом СИР подают через внутреннюю насосно-компрессорную трубу (3), а КТГВ подают через внутреннее кольцевое пространство (8). В качестве СИР применяют гранулированный алюминий или сплав алюминия с магнием, и такое гранулированное вещество подают в форме суспензии. Отверстия на дне стакана (10) имеют такие размеры, что гранулированное вещество не может пройти и, таким образом, остается в стакане. Для этого варианта реализации изобретения количество применяемого КТГВ примерно в 2-3 раза выше количества алюминия, причем это соотношение относится к массе реагентов как таковой, без растворителя (растворителей), применяемого для приготовления поддающихся перекачиванию насосом растворов или суспензий. В качестве предпочтительного соединения для КТГВ применяют продукт взаимодействия мочевины с азотной кислотой, т.е. аддукт мочевины и азотной кислоты. При применении такого варианта реализации изобретения может прореагировать до 3 т реагентов в час. Горячие продукты реакции, образующиеся в результате реакции алюминия или алюминий/магниевого сплава, содержат газообразный водород. Значение рН может варьировать от 3 до 14, однако предпочтительным является значение рН, равное 3-4, поскольку в этом случае образовавшийся водород может окисляться, увеличивая, таким образом, количество выделившегося тепла примерно на 30%. С помощью указанного способа термохимической обработки под пакером устанавливается высокое давление, вследствие чего в продук- 11 020983 тивном пласте образуются новые трещины.
Этот второй вариант реализации способа можно модифицировать путем смещения реакции в трещины продуктивного пласта, как описано ниже в пятом варианте реализации предложенного способа.
Третий вариант реализации способа.
Для этого способа можно использовать устройство согласно пятому варианту реализации изобретения. На первом этапе суспензию гранулированного алюминия или алюминий/магниевого сплава закачивают в виде суспензии во внутреннюю насосно-компрессорную трубу (3), так что на нижнем конце внутренней насосно-компрессорной трубы, куда вставлен жаропрочный стакан (10), гранулированное вещество удерживается с образованием слоя (16) гранулированного вещества, высотой до примерно 200-300 м. Затем первую КТГВ закачивают во внутреннюю насосно-компрессорную трубу, вследствие чего происходит инициирование реакций и в первой реакционной камере выделяется тепловая энергия. В этом способе можно получить горячие газы с температурой до 600-700°С. Тепло, выделяющееся в первой реакционной камере, нагревает стенки первой реакционной камеры, т.е. отдаленный от центра конец внутренней насосно-компрессорной трубы, и, таким образом, жидкость (вторую КТГВ), закачиваемую через внутреннее кольцевое пространство (8), так что КТГВ воспламеняется без дополнительного применения СИР. Воспламенённая КТГВ протекает через вторую реакционную камеру, т.е. отдаленный от центра участок внешней насосно-компрессорной трубы (2), расположенный ниже стакана, в котором КТГВ реагирует с выделением тепла и газов.
Четвертый вариант реализации способа.
В частном способе термической обработки нефтяного коллектора применяют процесс гидрокрекинга нефти в нефтяном коллекторе. При высоких температуре и давлении и в присутствии газообразного водорода сложные углеводородные молекулы разлагаются с образованием более простых углеводородных молекул.
В этом способе можно использовать частные варианты реализации установки согласно изобретению, показанные на фиг. 2 и 5. Обе установки характеризуются тем, что они содержат стакан у нижнего конца внутренней насосно-компрессорной трубы, который может удерживать и содержать гранулы алюминия или его сплавов с магнием, подаваемые с СИР. Для этого способа стакан также изготавливают из алюминия.
Вначале суспензию гранул алюминия или алюминий/магниевого сплава как часть СИР подают через внутреннюю насосно-компрессорную трубу в алюминиевый стакан. В стакане суспензия вступает в контакт с КТГВ, подаваемой через внутреннее кольцевое пространство (второй вариант реализации изобретения, показанный на фиг. 2) или внутреннюю насосно-компрессорную трубу (пятый вариант реализации изобретения, показанный на фиг. 5), при этом значение рН КТГВ предпочтительно составляет примерно 3 или 14, вследствие чего выделяется водород. Горячие продукты реакции поступают в нефтяной коллектор, нагревают продуктивный пласт и увеличивают давление под пакером, благодаря чему в продуктивном пласте образуются новые трещины. Как и во втором варианте реализации способа, предпочтительно в качестве соединения для КТГВ применяют аддукт мочевины и азотной кислоты в количестве, примерно в 2-3 раза превышающем количество применяемого алюминия. Кроме того, если значение рН находится в интервале 3-4, образовавшийся газообразный водород может окислиться, увеличивая, таким образом, количество выделившегося тепла.
После увеличения температуры и давления и образования в продуктивном пласте трещин реакционная зона смещается из нефтяной скважины в продуктивный пласт. Такое смешение достигается путем предусмотренного разрушения алюминиевого стакана в результате воздействия кислой или щелочной среды. Т.е. после примерно 10-30 мин накачивания раствора со значением рН, равным примерно 3 или 14, через стакан дно стакана разрушается, и гранулы вынужденно перемещаются в трещины продуктивного пласта.
Такой сдвиг реакционной зоны предпочтительно осуществлять после того, как температура вблизи трещин достигла примерно 300°С. Это смещение также уменьшает тепловую нагрузку на пакер и насосно-компрессорные трубы, поскольку подаваемое топливо теперь может их охлаждать.
В результате такого смещения температура продуктивного пласта дополнительно увеличивается, поскольку теперь реакция алюминия или его сплавов с магнием с кислыми или щелочными растворами КТГВ происходит в трещинах. Это приводит к температурам вплоть до 400-500°С, дополнительному повышению давления и появлению водорода. Поскольку при вышеуказанных температурах 300-350°С начинается процесс гидрокрекинга, нефть в продуктивном пласте подвергается гидрокрекингу с образованием более маленьких молекул, благодаря чему вязкость нефти уменьшается.
Процесс гидрокрекинга можно также улучшить путем подачи каталитически активных соединений в зону реакции. В качестве таких катализаторов можно применять вышеупомянутые растворимые соли металлов Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V, которые можно добавлять к СИР или КТГВ. Что касается суммарной массы СИР, содержание таких солей металлов в СИР может составлять не более чем 10% по массе.
Особенно предпочтительными солями металлов являются Ре^О3)3, Μη(ΝΟ3)2·6Η2Ο, Μη(δΟ4)·6Η2Ο, КМпО4, К2МПО4, К2СГО4, ΜιΤΊΤΤ. К2СГ2О7, ΜιΤΊ Τ) , Со^О3)3, ΝΗ4νθ3, Νανθ3 и Κνθ3.
Во время процесса гидрокрекинга нефти следует избегать закачивания в пласт любых окисляющих
- 12 020983 соединений, чтобы образовавшийся водород расходовался только на процесс гидрокрекинга.
После того как гранулы алюминия или его сплавов с магнием израсходованы, пласт можно снова нагреть путем подачи КТГВ и СИР и процесс гидрокрекинга можно инициировать путем подачи следующей порции гранул. Это дает возможность контролировать в процессе циклической реакции рост количества выделяющегося тепла и давления в продуктивном пласте и проведение процесса гидрокрекинга.
Описанный процесс гидрокрекинга приводит к значительному понижению вязкости нефти в обработанном нефтяном коллекторе, поскольку наряду с повышением температуры в продуктивной зоне, более сложные углеводородные молекулы разлагаются с образованием более простых углеводородных молекул.
Дополнительным полезным результатом применения алюминия или алюминий/магниевых сплавов в этом процессе является снижение количества воды, присутствующей в нефтяной скважине. Во время реакции алюминия или алюминий/магниевого сплава в щелочных условиях расходуется вода. Кроме того, гидроксиды металлов, образующиеся в результате реакции алюминия или алюминий/магниевых сплавов, проявляют свойства поглощения воды или её связывания в виде кристаллогидратов. Эти эффекты можно использовать для снижения количества воды в нефтяных скважинах, загрязненных или испорченных высокими содержаниями воды. Во время такой термохимической обработки нефтяного коллектора, выделившиеся газы растворяются в нефти и, таким образом, также уменьшают вязкость нефти.
В целом, следует отметить, что вещества, применяемые для КТГВ, начинают разлагаться и выделять тепло и газы, если они нагреты до температуры выше примерно 200-300°С. Поэтому, если в настоящем изобретении упомянуто, что КТГВ и СИР подают для нагревания определенного участка, эта операция также включает подачу только КТГВ, если указанный участок уже имеет температуру, при которой подаваемая КТГВ будет разлагаться с выделением энергии.
В данном способе устройство согласно изобретению, показанное на фиг. 2 и 5, можно применять в комбинации с такими химическими реагентами, как нитрат аммония, нитрат калия, нитрат натрия и/или нитрат кальция, аддукт мочевины и азотной кислоты и соединения для СИР от № 1 до 4, как указано в таблице, представленной ранее.
Пятый вариант реализации способа.
Пятый способ термической обработки нефтяного коллектора путем применения КТГВ и СИР, описанных выше, характеризуется тем, что можно применять устройство, включающее только одну насоснокомпрессорную трубу, вставленную в нефтяную скважину. Пример такой установки изображен на фиг. 6 и описан выше как шестой вариант реализации установки для проведения термохимической обработки нефтяного коллектора.
С помощью указанных способа и установки достигается раздельная, но непрерывная подача КТГВ и СИР путем закачивания жидкостей в форме жидких слоев через насосно-компрессорную трубу. Чтобы избежать перемешивание и реакции слоев КТГВ и СИР до поступления в продуктивную зону, между слоями КТГВ и СИР помещают слой разделительной жидкости. В качестве разделительной жидкости можно применять любую жидкость, инертную по отношению к КТГВ и СИР. Такая разделительная жидкость может представлять собой, например, хлороформ. Толщина слоя разделительной жидкости составляет примерно 20-30 м.
После подачи гранул алюминия или алюминий/магниевого сплава в виде суспензии в стакан, где накапливается гранулированное вещество, в насосно-компрессорную трубу закачивают слой разделительной жидкости и слой КТГВ (кислый или щелочной раствор). Время контакта между КТГВ и гранулированным веществом СИР, равное примерно 200 с, является достаточным для начала и поддержания реакций, в ходе которых выделяются тепло и газы, для нагрева окружающего продуктивного пласта и образования в нем трещин. Как и в способе, описанном выше, стакан, если он изготовлен из алюминия, разрушится через рассчитанное время, и зона реакции сместится в продуктивный пласт, так что энергия будет далее распространяться в нём.
В этом способе реакционная камера образована насосно-компрессорной трубой, заполненной гранулированным веществом, которое может формировать слой до 50-200 м. Вследствие этого такой способ подходит только для нефтяных скважин, в которых пакер расположен по меньшей мере на 200-300 м выше продуктивного пласта, подвергаемого обработке.
В целом, следует отметить, что в вышеописанных способах, когда гранулы алюминия или алюминий/магниевого сплава распределены в трещинах продуктивного пласта, трещины могут увеличиваться за счет увеличения их длины и объема, а продуктивный пласт можно дополнительно нагреть путем добавления сильного окислителя, подобно бихромату калия К2Сг2О-. к алюминиевым гранулам, находящимся в продуктивном пласте. Такие сильные окислители способствуют образованию больших количеств энергии и твердых оксидов металлов, подобно А12О3, которые действуют как расклинивающие наполнители (расклинивающие агенты) и удерживают трещины раскрытыми.
С помощью предложенных способов осуществляют горячий метод разрыва пласта. В отличие от известного холодного способа гидравлического разрыва пласта, в котором на первой стадии жидкость (жидкость для гидроразрыва) нагнетают в нефтяную скважину под давлением для создания трещин в
- 13 020983 пласте и на второй стадии твердый гранулированный материал, такой как песок (расклинивающий наполнитель), закачивают в образовавшиеся трещины, настоящий горячий способ разрыва пласта включает три стадии. На первой стадии давление для образования новых трещин создается не насосами, закачивающими вещество в нефтяную скважину, а с помощью реакций, протекающих в нефтяной скважине, в процессе которых выделяются горячие газы. На второй стадии гранулы алюминия или алюминий/магниевого сплава закачивают в трещины. Затем, на третьей стадии КТГВ нагнетают в нефтяную скважину и в трещины, содержащие гранулы СИР, вследствие чего в трещинах выделяются горячие газы. Это приводит к нагреванию окружающего участка и образованию дополнительных трещин. На этой третьей стадии к гранулам СИР, находящимся в трещинах, можно дополнительно добавить сильный окислитель, подобно бихромату калия К2Сг2О7, как уже упоминалось выше.
С помощью предложенных установки и способов, описанных выше, становится возможным непрерывное выделение тепловой энергии и горячих газов, которые нагревают продуктивный пласт и, таким образом, позволяют осуществить эффективную добычу даже тяжелой нефти и битума.
Примеры
Сравнительный пример.
Для данного сравнительного примера выбрали нефтяную скважину № 24193 на нефтяном месторождении Иркеннефть (Россия, Татарстан). В нефтяную скважину нагнетали 1,2 т нитрата аммония в водном растворе с концентрацией примерно 50% по массе, при этом разложение нитрата аммония было инициировано путем его смешивания с водным раствором 0,3 т нитрита натрия (ΝαΝΟ2). Температура в скважине, расположенной напротив продуктивного пласта, до обработки составляла 66°С. Температура в скважине (нефтяной скважине № 24193), расположенной напротив продуктивного пласта, после одного часа обработки составляла 126°С. Скорость добычи нефти из нефтяной скважины № 24193 до обработки составляла 0,78 т/день, а после обработки - 1,86 т/день.
Пример согласно изобретению.
Водный раствор 1,3 т нитрата моноэтаноламина нагнетали в нефтяную скважину № 21 Разумовского нефтяного месторождения в Саратовской области. Концентрация нагнетаемого раствора составляла примерно 76% по массе нитрата моноэтаноламина и 2% по массе азотной кислоты. Разложение раствора было инициировано присутствием 0,012 т борогидрида натрия (ΝαΒΗ4).
Температура в скважине, расположенной напротив продуктивного пласта, до обработки составляла 86°С. Температура в скважине (нефтяная скважина № 21), расположенной напротив продуктивного пласта, после 2 ч обработки составляла 269°С. Скорость добычи нефти из нефтяной скважины № 21 до обработки составляла 2,6 т в день и после обработки 12,3 т/день.
Вышеприведенный сравнительный пример и пример согласно настоящему изобретению ясно показывают, что с помощью настоящего изобретения можно добиться значительного увеличения добычи нефти (примерно на 373% для примера согласно изобретению) по сравнению со способами, применяемыми до настоящего времени (примерно 138% для сравнительного примера).
В заключение следует отметить, что настоящее изобретение не ограничено предпочтительными вариантами реализации, описанными выше, и что альтернативные варианты реализации изобретения находятся в пределах компетенции специалиста в данной области техники.
Claims (25)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Химическая система для непрерывной термической обработки нефтяного коллектора путем инициирования химической реакции в продуктивной зоне указанного нефтяного коллектора, при этом указанная химическая система содержит по меньшей мере две следующие композиции, одновременно вводимые в нефтяной коллектор:композицию с термическим газовыделением (КТГВ), представляющую собой водный раствор или суспензию, содержащую по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из нитрата гидразина, нитратов 1,1-ди-С2-6-алкилгидразина и нитратов 1,2-ди-С2-6-алкилгидразина, нитрата гуанидина, аддукта формамида и азотной кислоты, аддукта ацетамида и азотной кислоты, аддукта ацетонитрила и азотной кислоты, аддукта мочевины и азотной кислоты, нитрата аммония, нитрата калия, нитрата натрия, нитрата кальция, нитратов моно-, ди- и три-С1-5-алкиламина, нитратов моно-, ди- и три-С1-5алканоламина, моно- и динитратов С2-6-алкилендиамина и полинитратов поли-С1-5-алкиленполиамина; и стабилизатор инициатора реакции (СИР), представляющий собой жидкий раствор или суспензию и содержащий по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из борогидридов металлов МВН4, где М представляет собой Ы, Να или К;аминоборанов (ККК. )Ν·ΒΗ3, где К , К и К независимо представляют собой водород или С1.10алкил или где К1 представляет собой арил или пиридин, содержащий до 10 атомов углерода, и К2 и К3 представляют собой водород;диалкилалюминатов МА1Н2К!К2, где М представляет собой Ы, Να или К и К1 и К2 независимо представляют собой Смо-алкил;аминоалканов (К К К )Ν·Α1Η3, где К , К и К независимо представляют собой водород или Сы0- 14 020983 алкил; и алюминия или сплавов алюминия с магнием, при этом КТГВ или СИР дополнительно содержат одну или более растворимых солей Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V.
- 2. Химическая система по п.1, отличающаяся тем, что КТГВ представляет собой водный раствор или суспензию, содержащую по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из нитрата 1,1-диметилгидразина или нитрата 1,2-диметилгидразина.
- 3. Химическая система по п.1, отличающаяся тем, что КТГВ представляет собой продукт взаимодействия азотной кислоты с соответствующим аминосоединением.
- 4. Химическая система по любому из пп.1-3, отличающаяся тем, что значение рН КТГВ находится в интервале от примерно 3 до 14.
- 5. Химическая система по любому из пп.1-4, отличающаяся тем, что СИР представляет собой раствор или суспензию в растворителе, выбранном из группы, состоящей из бензина, лигроина, уайтспирита, керосина и нафты.
- 6. Химическая система по любому из пп.1-5, отличающаяся тем, что алюминий или сплавы алюминия с магнием являются тонкодисперсными, пирофорными или гранулированными.
- 7. Способ термической обработки нефтяного коллектора путем инициирования химической реакции в продуктивной зоне указанного нефтяного коллектора с использованием химической системы, содержащей по меньшей мере две следующие композиции:композицию с термическим газовыделением (КТГВ), представляющую собой водный раствор или суспензию, содержащую по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из нитрата гидразина, нитратов 1,1-ди-С2-6-алкилгидразина и нитратов 1,2-ди-С2-6-алкилгидразина, нитрата гуанидина, аддукта формамида и азотной кислоты, аддукта ацетамида и азотной кислоты, аддукта ацетонитрила и азотной кислоты, аддукта мочевины и азотной кислоты, нитрата аммония, нитрата калия, нитрата натрия, нитрата кальция, нитратов моно-, ди- и три-С1-5-алкиламина, нитратов моно-, ди- и три-С£-5алканоламина, моно- и динитратов С2-6-алкилендиамина и полинитратов поли-С1-5-алкиленполиамина; и стабилизатор инициатора реакции (СИР), представляющий собой жидкий раствор или суспензию и содержащий по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из борогидридов металлов МВН4, где М представляет собой Ь1, Να или К;аминоборанов (ККК )Ν·ΒΗ3, где К , К и К независимо представляют собой водород или С1.10алкил или где К1 представляет собой арил или пиридин, содержащий до 10 атомов углерода, и К2 и К3 представляют собой водород;диалкилалюминатов МА1Н2К1К2, где М представляет собой Ь1, Να или К и К1 и К2 независимо представляют собой Сыо-алкил;аминоалканов (К К К )Ν·Α1Η3, где К , К и К независимо представляют собой водород или С£-10алкил; и алюминия или сплавов алюминия с магнием, при этом КТГВ или СИР дополнительно содержат одну или более растворимых солей Мп, Ре, Сг, Со, Νί или V, при этом указанную композицию с термическим газовыделением (КТГВ) и указанный стабилизатор инициатора реакции (СИР) раздельно вводят в указанный нефтяной коллектор и приводят в контакт в продуктивной зоне указанного нефтяного коллектора для инициирования химической реакции с выделением тепла и газов, причем КТГВ вводят в нефтяной коллектор непрерывно и одновременно в нефтяной коллектор вводят СИР непрерывным или периодическим способом.
- 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что введение КТГВ и СИР продолжается во время химической реакции для поддержания непрерывной реакции.
- 9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что КТГВ представляет собой водный раствор или суспензию, содержащую нитрат 1,1-диметилгидразина или нитрат 1,2-диметилгидразина.
- 10. Способ по пп.7, 8, отличающийся тем, что КТГВ представляет собой продукт взаимодействия азотной кислоты с соответствующим аминосоединением.
- 11. Способ по любому из пп.7-10, отличающийся тем, что значение рН КТГВ находится в интервале от примерно 3 до 14.
- 12. Способ по любому из пп.7-11, отличающийся тем, что СИР представляет собой раствор или суспензию в растворителе, выбранном из группы, состоящей из воды, бензина, лигроина, уайт-спирита, керосина и нафты.
- 13. Способ по любому из пп.7-12, отличающийся тем, что алюминий или сплавы алюминия с магнием являются тонкодисперсными, пирофорными или гранулированными.
- 14. Способ по любому из пп.7-13, отличающийся тем, что КТГВ и СИР закачивают в нефтяной коллектор со скоростью примерно 4-8 л/с.
- 15. Способ по любому из пп.7-14, включающий стадии:- 15 020983a) введения гранул алюминия или алюминий/магниевого сплава в качестве СИР в нефтяную скважину указанного нефтяного коллектора и удержание указанных гранул в реакционной камере, размещенной в нефтяной скважине;b) введения КТГВ в нефтяную скважину для приведения ее в контакт с указанными гранулами, находящимися в реакционной камере, для инициирования и поддержания термохимической реакции с выделением тепла и газов;c) подачи образовавшихся горячих газов в продуктивную зону нефтяного коллектора;й) смещения термохимической реакции в продуктивную зону нефтяного коллектора благодаря созданию возможности для поступления указанных гранул в продуктивную зону;е) приведения гранул в продуктивной зоне в контакт с КТГВ, введенной в нефтяную скважину.
- 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что указанная реакционная камера расположена в продуктивной зоне нефтяного коллектора или примыкает к ней.
- 17. Способ по п.15 или 16, отличающийся тем, что в качестве КТГВ применяют аддукт мочевины и азотной кислоты.
- 18. Способ по любому из пп.15-17, отличающийся тем, что значение рН в реакционной камере находится в интервале примерно 3-4, при этом газообразный водород, образующийся при термохимической реакции, окисляется до Η2Ο.
- 19. Способ по любому из пп.16-18, отличающийся тем, что термохимическая реакция и гранулы смещаются в трещины, имеющиеся в продуктивной зоне.
- 20. Способ по любому из пп.15-19, отличающийся тем, что термохимическая реакция смещается в продуктивную зону после нагревания продуктивной зоны до температуры примерно 300°С.
- 21. Способ по любому из пп.15-20, отличающийся тем, что гранулы в продуктивной зоне дополнительно приводят в контакт по меньшей мере с одним сильным окислителем.
- 22. Способ по п.21, отличающийся тем, что указанный сильный окислитель представляет собой бихромат калия К2Сг2О7.
- 23. Способ по любому из пп.15-22, отличающийся тем, что нефть в нефтяном коллекторе подвергают процессу гидрокрекинга.
- 24. Способ по любому из пп.7-23, отличающийся тем, что КТГВ и СИР вводят в форме жидких слоев, разделенных слоями разделительной жидкости.
- 25. Способ по любому из пп.7-14, включающий стадии:a) введения гранул алюминия или алюминий/магниевого сплава в качестве СИР в нефтяную скважину указанного нефтяного коллектора и удержания указанных гранул в первой реакционной камере, размещенной в нефтяной скважине;b) введения первой КТГВ в нефтяную скважину для приведения ее в контакт с указанными гранулами, находящимися в указанной первой реакционной камере, для инициирования и поддержания термохимической реакции с выделением тепловой энергии, нагревающей стенки указанной первой реакционной камеры;c) введения второй КТГВ в нефтяную скважину таким образом, что она вступает в контакт с нагретыми стенками указанной первой реакционной камеры и воспламеняется;й) подачи воспламененной КТГВ во вторую реакционную камеру, в которой КТГВ реагирует с выделением тепла и газов; ие) подачи выделившихся горячих газов в продуктивную зону нефтяного коллектора.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/EP2008/008725 WO2010043239A1 (en) | 2008-10-15 | 2008-10-15 | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201170253A1 EA201170253A1 (ru) | 2011-10-31 |
| EA020983B1 true EA020983B1 (ru) | 2015-03-31 |
Family
ID=40790923
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201170253A EA020983B1 (ru) | 2008-10-15 | 2008-10-15 | Газовыделяющие композиции, уменьшающие вязкость нефти, для возбуждения продуктивного пласта нефтяного коллектора |
Country Status (17)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8387697B2 (ru) |
| EP (1) | EP2334902B1 (ru) |
| CN (1) | CN102187056A (ru) |
| AP (1) | AP2011005615A0 (ru) |
| AU (1) | AU2008362928B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0823150A2 (ru) |
| CA (1) | CA2736894C (ru) |
| DK (1) | DK2334902T3 (ru) |
| EA (1) | EA020983B1 (ru) |
| EC (1) | ECSP11011028A (ru) |
| ES (1) | ES2438005T3 (ru) |
| HR (1) | HRP20131162T1 (ru) |
| MX (1) | MX2011002513A (ru) |
| PL (1) | PL2334902T3 (ru) |
| TN (1) | TN2011000095A1 (ru) |
| UA (1) | UA103201C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010043239A1 (ru) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2470165B (en) * | 2008-02-14 | 2012-09-05 | David Randolph Smith | Method and apparatus to treat well stimulation fluids in-situ |
| AU2008362928B2 (en) * | 2008-10-15 | 2014-12-11 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
| CN103180543A (zh) * | 2010-08-24 | 2013-06-26 | Tctm有限公司 | 热处理油矿的方法和设备 |
| AU2011302110C1 (en) * | 2010-09-17 | 2016-11-10 | Schlumberger Technology B.V. | Downhole delivery of chemicals with a micro-tubing system |
| US9228424B2 (en) | 2011-05-31 | 2016-01-05 | Riverbend, S.A. | Method of treating the near-wellbore zone of the reservoir |
| CN104066812B (zh) | 2011-11-23 | 2017-03-08 | 沙特阿拉伯石油公司 | 利用原位氮气生成的致密气增产 |
| WO2013109768A1 (en) | 2012-01-17 | 2013-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
| CN103422841B (zh) * | 2012-05-17 | 2017-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油降粘方法及稠油降粘剂 |
| EP2855833A2 (en) | 2012-05-29 | 2015-04-08 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| CN102942912B (zh) * | 2012-11-22 | 2014-06-04 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种用于低渗透砂岩储层油井加氢热气化学增产的溶液组份 |
| CN102942914B (zh) * | 2012-11-22 | 2014-06-04 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种用于低渗透碳酸盐岩储层油井的加氢热气化学增产溶液组份 |
| RU2525386C2 (ru) * | 2012-11-26 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта |
| US9194199B2 (en) * | 2012-12-10 | 2015-11-24 | John Pantano | Methods and systems of down-hole reagent processing and deployment |
| US10060240B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-08-28 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction with electrochemical processes |
| RU2015147999A (ru) * | 2013-04-10 | 2017-05-16 | Винтерсхол Хольдинг Гмбх | Способ гидравлического разрыва подземного пласта с использованием частиц алюминия |
| WO2015036315A1 (de) * | 2013-09-10 | 2015-03-19 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur thermischen behandlung einer unterirdischen erdöllagerstätte |
| WO2015036317A1 (de) * | 2013-09-10 | 2015-03-19 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zur erdölgewinnung aus einer unterirdischen formation |
| CN104559984B (zh) * | 2013-10-29 | 2017-08-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 具有降低烃油粘度作用的组合物以及降低烃油粘度的方法 |
| WO2015105746A1 (en) * | 2014-01-10 | 2015-07-16 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | A system and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals |
| CZ306133B6 (cs) * | 2014-04-09 | 2016-08-17 | Galexum Technologies Ag | Způsob těžby uhlovodíků pomocí plynů, systém a zařízení k provádění tohoto způsobu |
| US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
| US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| CN104087279B (zh) * | 2014-07-23 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 用于酸性稠油储层的自生热化学提温药剂及使用方法 |
| WO2016036256A1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-03-10 | Aadnøy Bernt Sigve | A tool and a method for aiding transport of a first well fluid |
| US10458220B2 (en) | 2014-09-05 | 2019-10-29 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State Univeristy | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals |
| CZ2014926A3 (cs) | 2014-12-17 | 2016-06-22 | Galexum Technologies Ag | Způsob přivádění více než dvou chemických látek a/nebo vody najednou do produktivního ložiska surovinové horniny a/nebo regulace rychlosti chemických reakcí těchto látek, a zařízení k provádění tohoto způsobu |
| CN104653158B (zh) * | 2015-02-17 | 2018-03-23 | 吉林大学 | 一种井内蓄热式燃烧加热装置 |
| WO2016137931A1 (en) | 2015-02-23 | 2016-09-01 | Cody Friesen | Systems and methods to monitor the characteristics of stimulated subterranean hydrocarbon resources utilizing electrochemical reactions with metals |
| WO2016209623A1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Well testing |
| US10889751B2 (en) | 2015-08-28 | 2021-01-12 | Liberty Oilfield Services, LLC | Reservoir stimulation by energetic chemistry |
| CZ307274B6 (cs) | 2015-09-10 | 2018-05-09 | Dmitri Anatoljevich Lemenovski | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny |
| CN108350733A (zh) | 2015-09-22 | 2018-07-31 | 9668241加拿大公司 | 受微生物影响的蒸汽辅助重力泄油(MiSAGD) |
| WO2017079396A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
| CN105694839B (zh) * | 2016-01-06 | 2018-09-21 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种加氢热气化学溶液组份及其在水平井增产中的应用 |
| CN107880866B (zh) * | 2017-05-23 | 2021-03-23 | 西南石油大学 | 一种稠油原位催化改质金属纳米晶降粘剂及其制备方法 |
| CZ2017562A3 (cs) * | 2017-09-19 | 2019-04-24 | Dmitri Anatoljevich LEMENOVSKI | Zařízení pro efektivní těžbu bitumenu a ropy a způsob přípravy těžebního zařízení |
| RU2723813C2 (ru) * | 2018-06-25 | 2020-06-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ вскрытия продуктивного пласта |
| EA036676B1 (ru) * | 2019-09-10 | 2020-12-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки нефтяной залежи |
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
| CN111502621B (zh) * | 2020-05-25 | 2022-04-01 | 山东立鑫石油机械制造有限公司 | 一种稠油双注稀采装置 |
| CN113060962B (zh) * | 2021-03-18 | 2022-03-18 | 西南石油大学 | 适用于盐膏层固井的油井水泥防腐型早强剂及其制备方法 |
| US11814574B1 (en) | 2022-04-27 | 2023-11-14 | Saudi Arabian Oil Company | Organic sludge targeted removal using nitro-activated carbon composite and acidified solution of ammonium chloride |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3543259A1 (de) * | 1984-12-10 | 1986-06-12 | Mobil Oil Corp., New York, N.Y. | Brenner zum zuenden eines injektionsbohrloches |
| US4988389A (en) * | 1987-10-02 | 1991-01-29 | Adamache Ion Ionel | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide |
| US5832999A (en) * | 1995-06-23 | 1998-11-10 | Marathon Oil Company | Method and assembly for igniting a burner assembly |
| RU2126084C1 (ru) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2153065C1 (ru) * | 1999-08-27 | 2000-07-20 | Александров Евгений Николаевич | Способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления |
| 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 |
| WO2002103152A1 (en) * | 2001-06-18 | 2002-12-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrothermal drilling method and system |
| WO2006063200A2 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Smith David R | Method and apparatus to deliver energy in a well system |
| WO2008100176A1 (fr) * | 2007-02-12 | 2008-08-21 | Vladislav Ivanovich Korpusov | Procédé de développement de gisements d'hydrocarbures (et variantes) |
| US20080217008A1 (en) * | 2006-10-09 | 2008-09-11 | Langdon John E | Process for dispersing nanocatalysts into petroleum-bearing formations |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3126961A (en) * | 1964-03-31 | Recovery of tars and heavy oils by gas extraction | ||
| US1816260A (en) * | 1930-04-05 | 1931-07-28 | Lee Robert Edward | Method of repressuring and flowing of wells |
| US3163211A (en) * | 1961-06-05 | 1964-12-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of conducting reservoir pilot tests with a single well |
| US3485686A (en) * | 1968-05-31 | 1969-12-23 | Intermountain Research Eng Co | Aqueous explosive slurry containing oxidizer-reducer cross-linking agent |
| FR2575500B1 (fr) | 1984-12-28 | 1987-02-13 | Inst Francais Du Petrole | Procede de consolidation d'une formation geologique par polymerisation thermique |
| RU2100583C1 (ru) | 1988-09-12 | 1997-12-27 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки (ВНИПИвзрывгеофизика) | Состав для термогазохимической обработки скважин |
| RU2194156C1 (ru) | 2001-09-06 | 2002-12-10 | Александров Евгений Николаевич | Горючеокислительный состав для термохимической обработки нефтяного пласта |
| AU2008362928B2 (en) * | 2008-10-15 | 2014-12-11 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
-
2008
- 2008-10-15 AU AU2008362928A patent/AU2008362928B2/en not_active Ceased
- 2008-10-15 EP EP08874975.9A patent/EP2334902B1/en active Active
- 2008-10-15 DK DK08874975.9T patent/DK2334902T3/da active
- 2008-10-15 PL PL08874975T patent/PL2334902T3/pl unknown
- 2008-10-15 WO PCT/EP2008/008725 patent/WO2010043239A1/en active Application Filing
- 2008-10-15 MX MX2011002513A patent/MX2011002513A/es active IP Right Grant
- 2008-10-15 BR BRPI0823150A patent/BRPI0823150A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2008-10-15 CA CA2736894A patent/CA2736894C/en active Active
- 2008-10-15 CN CN2008801316305A patent/CN102187056A/zh active Pending
- 2008-10-15 AP AP2011005615A patent/AP2011005615A0/xx unknown
- 2008-10-15 US US13/124,637 patent/US8387697B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-15 EA EA201170253A patent/EA020983B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-15 ES ES08874975.9T patent/ES2438005T3/es active Active
- 2008-10-15 UA UAA201102587A patent/UA103201C2/ru unknown
-
2011
- 2011-02-25 TN TN2011000095A patent/TN2011000095A1/fr unknown
- 2011-05-03 EC EC2011011028A patent/ECSP11011028A/es unknown
-
2013
- 2013-02-20 US US13/771,898 patent/US9410407B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-12-04 HR HRP20131162AT patent/HRP20131162T1/hr unknown
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3543259A1 (de) * | 1984-12-10 | 1986-06-12 | Mobil Oil Corp., New York, N.Y. | Brenner zum zuenden eines injektionsbohrloches |
| US4988389A (en) * | 1987-10-02 | 1991-01-29 | Adamache Ion Ionel | Exploitation method for reservoirs containing hydrogen sulphide |
| US5832999A (en) * | 1995-06-23 | 1998-11-10 | Marathon Oil Company | Method and assembly for igniting a burner assembly |
| RU2126084C1 (ru) * | 1997-06-30 | 1999-02-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2153065C1 (ru) * | 1999-08-27 | 2000-07-20 | Александров Евгений Николаевич | Способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления |
| 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 |
| WO2002103152A1 (en) * | 2001-06-18 | 2002-12-27 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Hydrothermal drilling method and system |
| WO2006063200A2 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Smith David R | Method and apparatus to deliver energy in a well system |
| US20080217008A1 (en) * | 2006-10-09 | 2008-09-11 | Langdon John E | Process for dispersing nanocatalysts into petroleum-bearing formations |
| WO2008100176A1 (fr) * | 2007-02-12 | 2008-08-21 | Vladislav Ivanovich Korpusov | Procédé de développement de gisements d'hydrocarbures (et variantes) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2334902B1 (en) | 2013-09-04 |
| EA201170253A1 (ru) | 2011-10-31 |
| MX2011002513A (es) | 2011-06-22 |
| US8387697B2 (en) | 2013-03-05 |
| ES2438005T3 (es) | 2014-01-15 |
| TN2011000095A1 (en) | 2012-09-05 |
| PL2334902T3 (pl) | 2014-03-31 |
| ECSP11011028A (es) | 2011-06-30 |
| AU2008362928B2 (en) | 2014-12-11 |
| CA2736894A1 (en) | 2010-04-22 |
| UA103201C2 (ru) | 2013-09-25 |
| EP2334902A1 (en) | 2011-06-22 |
| WO2010043239A1 (en) | 2010-04-22 |
| CA2736894C (en) | 2016-06-07 |
| US20110203797A1 (en) | 2011-08-25 |
| DK2334902T3 (da) | 2013-12-16 |
| HRP20131162T1 (hr) | 2014-01-03 |
| US9410407B2 (en) | 2016-08-09 |
| AU2008362928A1 (en) | 2010-04-22 |
| AP2011005615A0 (en) | 2011-04-30 |
| CN102187056A (zh) | 2011-09-14 |
| US20130206413A1 (en) | 2013-08-15 |
| BRPI0823150A2 (pt) | 2019-10-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA020983B1 (ru) | Газовыделяющие композиции, уменьшающие вязкость нефти, для возбуждения продуктивного пласта нефтяного коллектора | |
| AU2010359821B2 (en) | Apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| US20160045888A1 (en) | Pulse Jet System and Method | |
| US9359218B2 (en) | Chemical production system | |
| WO2017041772A1 (en) | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation | |
| RU2401941C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
| WO2018160156A1 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| CA2913184A1 (en) | Recovery from rock structures and chemical production using high enthalpy colliding and reverberating shock pressure waves | |
| RU2569375C1 (ru) | Способ и устройство для подогрева продуктивного нефтесодержащего пласта | |
| Vershinin et al. | Kinetics of chemical reactions at thermogaschemical impact on a bottomhole zone of wells water solutions of binary mixes (Russian) | |
| WO2019070289A1 (en) | SINGLE CHEMICAL DISTRIBUTION PROCESS FOR STIMULATING PRODUCTION IN OIL AND GAS WELLS | |
| RU2569382C1 (ru) | Скважинный газогенератор | |
| OA16332A (en) | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir. | |
| WO2013033039A1 (en) | Pulse jet system and method | |
| RU2139423C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осушествления | |
| SA110310313B1 (ar) | نظام كيميائي وطريقة للمعالجة الحرارية لخزان نفط | |
| UA46425A (uk) | Спосіб термохімічної обробки продуктивного пласта і горючо-окиснювальна суміш для його здійснення |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD |