RU2628342C1 - Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта - Google Patents
Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2628342C1 RU2628342C1 RU2016124659A RU2016124659A RU2628342C1 RU 2628342 C1 RU2628342 C1 RU 2628342C1 RU 2016124659 A RU2016124659 A RU 2016124659A RU 2016124659 A RU2016124659 A RU 2016124659A RU 2628342 C1 RU2628342 C1 RU 2628342C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxidizing
- density
- mixture
- formation
- zone
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000006070 nanosuspension Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 9
- YCNZFPXXIWEFCF-UHFFFAOYSA-N alumane;sodium Chemical compound [Na].[AlH3] YCNZFPXXIWEFCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 4
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical compound [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 4
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 3
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 claims 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- -1 alkali metal aluminum hydride Chemical class 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- CYTYCFOTNPOANT-UHFFFAOYSA-N Perchloroethylene Chemical group ClC(Cl)=C(Cl)Cl CYTYCFOTNPOANT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 229950011008 tetrachloroethylene Drugs 0.000 description 3
- QPFMBZIOSGYJDE-UHFFFAOYSA-N 1,1,2,2-tetrachloroethane Chemical compound ClC(Cl)C(Cl)Cl QPFMBZIOSGYJDE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N Hydrogen atom Chemical compound [H] YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 125000001309 chloro group Chemical class Cl* 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов. Производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации. Сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта. Производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, увеличения проницаемости продуктивного пласта, стимулирования выхода пластовых флюидов нефтяных, газовых и газоконденсатных низкопроницаемых пластов, восстановления дебита малопродуктивных скважин.
Уровень техники
Известен способ увеличения длины перфорационных каналов продуктивного пласта (патент Украины 49385 А, МПК E21B 43/00, E21B 43/18, E21B 43/26, опубл. 16.09.2002) путем обработки продуктивного пласта гидрореагирующим составом (ГРС) с водой при весовом соотношении ГРС: H2O=1,0:1,0-1,0:4,5, соответственно, в котором в качестве ГРС используют алюмогидрид щелочного металла (лития, и/или натрия, и/или калия), либо смесь гидридов щелочного металла с алюминием в эквивалентных алюмогидриду соотношениях.
Известный способ обработки сложен в реализации из-за необходимости доставки ГРС при помощи дополнительного оборудования, а реализованная в способе реакция с образованием щелочи низкоэффективна по сравнению с кислотной обработкой пласта.
К недостаткам данного способа относится и то, что экзотермическая реакция ГРС с водой происходит в основном в эксплуатационной колонне, а не в продуктивном пласте, при этом большая часть образующегося водорода не поднимается вверх. Та же часть водорода, которая попадает в пласт, не обладает той химической и диффузионной активностью, которой обладает этот газ в момент его генерирования.
Известен способ термобарохимической обработки продуктивного пласта (патент Украины 86886, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/18, Е21В 43/26, опубл. 12.05.2009), включающий доставку ГРС, буферной жидкости и воды в зону перфорации продуктивного пласта разделенными объемами, послойным продавливанием, создаваемым в НКТ поршневым давлением, причем ГРС доставляют в объеме суспензии инертной буферной жидкости, в качестве которой используют хлорпроизводные углерода, например тетрахлорэтан в объемном соотношении ГРС: буфер = 1:(0,6-2,0), соответственно.
Известный способ малоэффективен для пластов с низкой начальной проницаемостью при высокой обводненности и кольматации эмульсией типа "вода-углеводород" или афальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО). При этом фильтрация в пласт продуктов первичных реакций, проходящих в эксплуатационной колонне, затруднена или вовсе не происходит (отсутствует).
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта (патент Украины 98065, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/25, опубл. 10.08.2011), в котором обработку производят с использованием комплексного соединения азотной кислоты с органическим соединением в соотношении компонентов, масс. %: комплексное соединение 40,0-69,0; карбамид 10,0-13,0; хлорид аммония 8,0-15,0; добавки - остальное.
Способ низкоэффективен, поскольку газовая фаза продуктов реакции практически не содержит водородного компонента обработки, так как используемый в качестве целевой добавки гексаоксид бора уже на стадии приготовления растворов частично вступает в реакцию с образованием борной кислоты.
Наиболее близким по совокупности признаков и достигаемому результату является способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта (патент Украины 102501, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 13.05.2013), включающий закачку через насосно-компрессорные трубы раздельно-последовательно гидрореагирующего состава алюмогидрида натрия (АГН) и/(или) алюмогидриднатриевого композита (АГНК), в котором доставку гидрореагирующего вещества производят в герметичных мини-контейнерах из полимерного материала, весовым содержанием 1-3 грамма, в составе технологических жидкостей, в качестве которых используют горюче-окислительные составы на основе комплексных солей.
Известный способ недостаточно эффективен, поскольку высокий энергетический и химический потенциал системы горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) реализуется не в полной мере. Экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующего вещества происходит в эксплуатационной колонне, а не в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП). Это существенно снижает качество обработки, особенно в случаях с низкопроницаемыми или закольматированными коллекторами.
Производительность нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин определяется качественным состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), которое характеризуется главным образом его проницаемостью, то есть способностью фильтровать к забою скважины добываемые углеводороды. Естественная проницаемость продуктивного пласта, как правило, ухудшается еще на стадии первичного вскрытия (во время бурения и обсаживания) при механической кольматации призабойной зоны скважины буровыми и цементировочными растворами. В период эксплуатации скважины происходит кольматация ПЗП продуктами разрушения пласта и асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), что приводит к дальнейшему ухудшению фильтрационных свойств, нарушению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной и снижению ее дебита (производительности).
В известных способах, традиционно использующих порошкообразные твердые гидрореагирующие вещества дисперсностью от 15 до 500 мкм, энергетический и химический потенциал системы горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) используются неэффективно, так как при низкой проницаемости ПЗП невозможна фильтрация суспензии, особенно ее твердой фазы в поровое пространство, экзотермическая реакция гидролиза гидрореагирующих веществ протекает в эксплуатационной колонне, основная часть выделяемого тепла расходуется не на прогрев порового пространства, а идет на разогрев эксплуатационной колонны и горной породы призабойной зоны. А в условиях низкой проницаемости ПЗП основная часть генерируемых газов и продуктов реакции также не в полной мере поступает в поровое пространство, а уходит вверх по колонне. В таком случае термогазохимической обработке подвергаются в основном участки, обладающие уже до начала обработки высокой проницаемостью.
Сущность изобретения
Задачей настоящего изобретения является повышение продуктивности скважин и эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами путем применения заявляемого способа комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта.
Техническим результатом является повышение эффективности комплексной водородной термобарохимической обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности (дебита) скважины.
Поставленная задача и заявленный технический результат достигаются тем, что способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта включает раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов, согласно изобретению производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов (ГОС-ГРС) плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны в интервале зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону пласта, производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов.
Технический результат также достигается тем, что компоненты для приготовления агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава: алюмогидриднатриевый композит, дизельное топливо и органический растворитель, взятые в заданном соотношении, обеспечивающем равенство плотности дисперсионной среды и рентгеновской плотности твердой дисперсной фазы, подвергают предварительной обработке в роторном диспергаторе-кавитаторе до дисперсности твердой фазы алюмогидриднатриевого композита 0,1-10 мкм.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1
поз. 1 - эксплуатационная колонна;
поз. 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
поз. 3 - забой;
поз. 4 - объем заполнения до нижних отверстий;
поз. 5 - зона перфорации.
Фиг. 2
поз. 1 - эксплуатационная колонна;
поз. 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
поз. 3 - забой;
поз. 4 - объем заполнения до нижних отверстий;
поз. 5 - зона перфорации;
поз. 6 - объем агрегативно-устойчивой наносуспензии.
Фиг. 3
поз. 1 - эксплуатационная колонна;
поз. 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
поз. 3 - забой;
поз. 4 - объем заполнения до нижних отверстий;
поз. 5 - зона перфорации;
поз. 7 - объем второй смеси ГОС-ГРС;
поз. 8 - слой наносуспензии.
Осуществление изобретения
Для предварительной стадии обработки ПЗП производят приготовление агрегативно-устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава путем смешивания гидрореагирующего состава на основе порошка мелкодисперсной твердой фазы алюмогидрид натриевого композита (АГНК) размерами частиц 50-500 мкм с жидкой фазой (дисперсионной средой): дизельным топливом (углеводородным растворителем) плотностью 0,80-0,85 г/см3 и органическим растворителем плотностью 1,60-1,92 г/см3, например перхлорэтиленом (C2Cl4, ρ=1,62), с доведение общей плотности суспензии до рентгеновской плотности твердой фазы 1,23-1,25 г/см3. При этом плотность жидкой фазы, определена расчетным методом из условий максимального соответствия плотности суспензии и приблизительно соответствует соотношению компонентов дизельное топливо - органический растворитель (перхлорэтилен (C2Cl4)) как 10:7. При этом мелкодисперсная твердая фаза гидрореагирующего состава на основе алюмогидриднатриевого композита благодаря равенству плотностей твердой и жидкой фаз при дополнительной обработке состава в роторном диспергаторе-кавитаторе на скорости 3000 об/мин в течение 20 мин диспергируется до размеров 0,1-10 мкм и гомогенизируется в составе высокостабильной ультрадисперсной суспензии.
Такая дисперсность твердой дисперсной фазы наносуспензии позволяет ей беспрепятственно проникать в поровое пространство вместе с жидкой дисперсионной средой, а ее агрегативная устойчивость достигается равенством плотностей твердой и жидкой фаз.
Способ заключается в следующем:
Перед началом термохимической обработки призабойной зоны пласта производят комплекс геолого-физических, термогазодинамических исследований: химического состава пластовой породы, фильтрационных характеристик ПЗП, эксплуатационных параметров скважины, которые являются определяющими при выборе качественного и количественного состава реагентов систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) для проведения эффективной обработки.
В предлагаемом способе для систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов, эффективно работающих в ПЗП, используют, в качестве гидрореагирующих составов, алюмогидриднатриевый композит, а в качестве горюче-окислительных - составы на основе комплексных солей.
Производят глушение скважины путем заполнения водой эксплуатационной колонны 1 (Фиг. 1). Производят допуск насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 на глубину 1-2 м от забоя 3 и закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов (ГОС-ГРС) плотностью 1,35-1,40 г/см3 с последующей доставкой ее на забой 3 из расчета объема 4 заполнения до нижних отверстий зоны 5 перфорации, для реализации реакций взаимодействия реагентов при обработке продуктивного пласта.
При подъеме НКТ 2 (Фиг. 2) на 1-2 м над уровнем нижних отверстий зоны 5 перфорации производят сверху на первую смесь закачку объема 6 агрегативно-устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/м3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя, например перхлорэтилена (CCl4), количественное содержание которых берут в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии.
Закачку агрегативно-устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны 1 в интервале зоны 5 перфорации. При закрытом затрубном пространстве эксплуатационной колонны 1 производят задавку агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта.
Фильтрация наносуспензии гидрореагирующего состава в поровое пространство пласта сопровождается экзотермическими реакциями алюмогидриднатриевого композита с пластовой водой и жидкостью глушения с выделением тепла и генерированием водорода.
В результате протекания первичных реакций выделяемый непосредственно в продуктивном пласте водород фильтруется в поры, трещины и микротрещины коллектора, увеличивая его проницаемость и обеспечивая фильтрацию в пласт горячих углеводородного и органического растворителей. Химический процесс гидролиза данного типа гидрореагирующего состава завершается образованием щелочи (ПАВ), действие которой также является положительным фактором улучшения фильтрационной способности ПЗП. Происходит полное обезвоживание порового пространства, образующийся атомарный и молекулярный водород активирует процессы диффузии, повышение температуры в поровом пространстве, приводит к снижению вязкости АСПО и повышению химической активности углеводородного и органического растворителей.
Таким образом, предварительная обработка наносуспензией существенным образом улучшает проницаемость ПЗП, что благоприятно влияет на повышение эффективности обработки в целом, снижение скин-фактора, увеличение производительности (дебита) скважины.
При открытом затрубье и поднятых насосно-компрессорных трубах 2 (Фиг. 3) на 20-30 м выше верхних отверстий перфорации продуктивного пласта производят закачку второй смеси ГОС-ГРС плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме 7, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов, которая опускается через слой жидкости глушения (воды) плотностью 1,0 г/м3, частично реагируя с остатками слоя 8 наносуспензии в зоне 5 перфорации. При этом происходит повышение температуры в зоне реакции эксплуатационной колонны 1 до 100-150°С и частичное обезвоживание с повышением концентраций горюче-окислительных составов.
При смешивании второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов в разогретой зоне эксплуатационной колонны 1 инициируется ряд химических экзотермических реакций с активным генерированием газов Н2, СО, СО2, NO2, NH3, N2O5 и повышением температуры до 250-370°С, достаточной для горячекислотной обработки ПЗП и частичного гидрокрекинга АСПО.
Скорость и полнота реализации термодинамического потенциала энергоемких топливных систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов регулируется составом реагентов и соотношением исходных компонентов.
Генерируемый в ходе (экзотермического) термохимического процесса водород существенно улучшает проницаемость коллектора и способствует фильтрации химически активных компонентов (реакций горюче-окислительных и гидрореагирующих составов) с разложением минеральной части пласта и кольматантами. На высокотемпературной стадии процесса в условиях высоких давлений, в присутствии атомарного и молекулярного водорода и катализаторов реализуется процесс гидрокрекинга АСПО с образованием газовых и дистиллятных фракций.
Таким образом, дополнительная стадия водородной обработки, реализованная с использованием агрегативно-устойчивой наносуспензия гидрореагирующего состава непосредственно в каналах ПЗП с очисткой порового пространства растворяющими фракциями и генерированным низкотемпературным водородом с щелочной составляющей, позволяет, уже на предварительной стадии обработки, существенно повысить фильтрационные характеристики ПЗП и разогрев реакционной зоны эксплуатационной колонны для проведения основных химических реакций систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов с высоким термодинамическим потенциалом химического взаимодействия, а значит повысить эффективность комплексной термобарохимической обработки ПЗП со снижением скин-фактора и увеличением производительности (дебита) скважины.
Предложенный способ водородной интенсификации добычи углеводородов перспективен для внедрения на промыслах с тяжелой нефтью и высокой обводненностью продуктивных горизонтов.
Предлагаемый способ повышения продуктивности скважин и повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами основан на многостадийном термогазохимическом процессе, в ходе реализации которого первичные реакции с генерированием водорода на низкотемпературной стадии процесса происходят непосредственно в призабойной зоне продуктивного пласта, с последующей фильтрацией всего объема выделенного водорода в поровое пространство, что позволяет производить предварительный разогрев призабойной зоны пласта, повысить эффективность протекания реакций доставляемых реагентов с высоким термодинамическим потенциалом прохождения перфорационных каналов продуктивного пласта.
В основу изобретения поставлена задача создания способа комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта путем предварительной обработки ПЗП ультрадисперсными системами на базе нано- и микропорошков гидрореагирующих веществ с протеканием экзотермических реакций их гидролиза и генерированием водорода уже на низкотемпературной стадии процесса непосредственно в поровом пространстве призабойной зоны, сопровождающимися разогревом не всей породы пласта, а в основном порового пространства, снижением вязкости АСПО, повышением эффекта от химического воздействия жидкой дисперсионной среды наносуспензии на минеральную часть пласта и АСПО, и, как следствие, существенным повышением проницаемости ПЗП еще до основной стадии комплексного водородного термобарохимического воздействия, за счет чего достигнуто повышение эффективности комплексной термобарохимической обработки со снижением скин-фактора и увеличением производительности (дебита) скважины.
Claims (2)
1. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, составов, отличающийся тем, что производят закачку первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,35-1,4 г/см3 с объемом заполнения эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, сверху на первую смесь закачивают агрегативно устойчивую наносуспензию гидрореагирующего состава плотностью 1,23-1,25 г/см3 при содержании 5-50% дисперсной фазы алюмогидриднатриевого композита в дисперсионной среде дизельного топлива и органического растворителя при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, закачку которой производят в заданном пористостью пласта объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны интервала зоны перфорации, с последующей задавкой агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава непосредственно в призабойную зону продуктивного пласта, производят закачку второй смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,6-1,8 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что компоненты для приготовления агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава: алюмогидриднатриевый композит, дизельное топливо и органический растворитель, взятые в заданном соотношении, обеспечивающем равенство плотности дисперсионной среды и рентгеновской плотности твердой дисперсной фазы, подвергают предварительной обработке в роторном диспергаторе-кавитаторе до дисперсности твердой фазы алюмогидриднатриевого композита 0,1-10 мкм.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016124659A RU2628342C1 (ru) | 2016-06-21 | 2016-06-21 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| PCT/RU2017/050046 WO2017222426A1 (ru) | 2016-06-21 | 2017-06-02 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016124659A RU2628342C1 (ru) | 2016-06-21 | 2016-06-21 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2628342C1 true RU2628342C1 (ru) | 2017-08-16 |
Family
ID=59641818
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016124659A RU2628342C1 (ru) | 2016-06-21 | 2016-06-21 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2628342C1 (ru) |
| WO (1) | WO2017222426A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721673C1 (ru) * | 2019-01-24 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью «ПЕТРОБУСТ» (ООО «ПЕТРОБУСТ») | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| WO2021010935A1 (ru) * | 2019-07-18 | 2021-01-21 | Анна Сергеевна ФЕДОРЕНКО | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr» |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2064576C1 (ru) * | 1992-12-08 | 1996-07-27 | Малаховское отделение ВНИИНефтепромгеофизики | Способ обработки пласта |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| 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 |
| UA86886C2 (ru) * | 2007-10-29 | 2009-05-25 | Інститут Проблем Машинобудування Ім. А.М.Підгорного Національної Академії Наук України | Способ увеличения длины перфорационных каналов продуктивного пласта |
| UA102501C2 (ru) * | 2013-03-11 | 2013-07-10 | Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины | Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта |
| 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 |
-
2016
- 2016-06-21 RU RU2016124659A patent/RU2628342C1/ru active
-
2017
- 2017-06-02 WO PCT/RU2017/050046 patent/WO2017222426A1/ru active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2064576C1 (ru) * | 1992-12-08 | 1996-07-27 | Малаховское отделение ВНИИНефтепромгеофизики | Способ обработки пласта |
| 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 |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| UA86886C2 (ru) * | 2007-10-29 | 2009-05-25 | Інститут Проблем Машинобудування Ім. А.М.Підгорного Національної Академії Наук України | Способ увеличения длины перфорационных каналов продуктивного пласта |
| 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 |
| UA102501C2 (ru) * | 2013-03-11 | 2013-07-10 | Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины | Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721673C1 (ru) * | 2019-01-24 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью «ПЕТРОБУСТ» (ООО «ПЕТРОБУСТ») | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
| WO2021010935A1 (ru) * | 2019-07-18 | 2021-01-21 | Анна Сергеевна ФЕДОРЕНКО | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr» |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2017222426A1 (ru) | 2017-12-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| Altunina et al. | Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods and thermal-steam treatments | |
| Gandossi et al. | An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production | |
| Penny et al. | Microemulsion additives enable optimized formation damage repair and prevention | |
| RU2576267C1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа | |
| Fathollahi et al. | Carbonated water injection: Effects of silica nanoparticles and operating pressure | |
| EP3110903B1 (en) | Aqueous solution and methods for manufacture and use | |
| EA024412B1 (ru) | Устройство для термической обработки нефтяной залежи | |
| RU2628342C1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта | |
| US10947827B2 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| WO2015072875A1 (en) | Methods of treating a subterranean formations with fluids comprising proppant | |
| Atsenuwa et al. | Effect of Viscosity of Heavy Oil Class-A on Oil Recovery in SP Flooding Using Lauryl Sulphate and Gum Arabic | |
| WO2015180992A1 (de) | Verfahren zur thermischen behandlung einer unterirdischen erdöllagerstätte | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| WO2020226672A1 (en) | Methods for recovering petroleum that include using exothermic reactions in aqueous zones of reservoirs | |
| RU2721673C1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта | |
| Dieva et al. | Hydrodynamic analysis of the efficiency of thermochemical methods at deposits with complicated development conditions | |
| WO2021010935A1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr» | |
| RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
| RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
| Krumrine et al. | Alkali Metal Silicides: A New Material for Heavy-Oil Production Processes | |
| Kravchenko et al. | Increasing the effectiveness of the complex hydrogen thermobaric chemical effect technology for stimulation of the production of hydrocarbons by using polymer paracyanogen | |
| RU2780172C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума | |
| RU2522690C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти | |
| RU2030568C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |