RU2721673C1 - Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта - Google Patents
Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2721673C1 RU2721673C1 RU2019101921A RU2019101921A RU2721673C1 RU 2721673 C1 RU2721673 C1 RU 2721673C1 RU 2019101921 A RU2019101921 A RU 2019101921A RU 2019101921 A RU2019101921 A RU 2019101921A RU 2721673 C1 RU2721673 C1 RU 2721673C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mixture
- density
- gos
- gds
- hydroreacting
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 17
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 61
- 239000006070 nanosuspension Substances 0.000 claims abstract description 35
- ATWLRNODAYAMQS-UHFFFAOYSA-N 1,1-dibromopropane Chemical compound CCC(Br)Br ATWLRNODAYAMQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 claims abstract description 8
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical compound [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 5
- YCNZFPXXIWEFCF-UHFFFAOYSA-N alumane;sodium Chemical compound [Na].[AlH3] YCNZFPXXIWEFCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 4
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 2
- 229910000104 sodium hydride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000012312 sodium hydride Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 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 abstract description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 abstract description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 abstract 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 abstract 1
- 229910000091 aluminium hydride Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 16
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- CYTYCFOTNPOANT-UHFFFAOYSA-N Perchloroethylene Chemical group ClC(Cl)=C(Cl)Cl CYTYCFOTNPOANT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 229950011008 tetrachloroethylene Drugs 0.000 description 5
- -1 aluminohydride Chemical compound 0.000 description 4
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 229950005499 carbon tetrachloride Drugs 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 150000004045 organic chlorine compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N Hydrogen atom Chemical compound [H] YZCKVEUIGOORGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001309 chloro group Chemical class Cl* 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 238000010944 pre-mature reactiony Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B82—NANOTECHNOLOGY
- B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
- B82Y99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
-
- 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение скин-фактора, повышение эффективности обработки и производительности нефтегазовых скважин, устранение коррозионного воздействия на элементы нефтегазодобывающего и перерабатывающего оборудования и химического загрязнения извлекаемого пластового флюида. В способе комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны пласта раздельно-последовательную закачку первой и второй смесей горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) производят в буферной жидкости - дибромпропане в соотношении (ГОС-ГРС):буфер 5:1. Первую смесь ГОС-ГРС плотностью 1,5-1,65 г/см3 закачивают в объеме, равном объему эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации. Затем задавливают в призабойную зону пласта в объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны в интервале зоны перфорации, агрегативно устойчивую наносуспензию с гидрореагирующим составом на основе алюмогидриднатриевого композита плотностью 1,3-1,45 г/см3 с дисперсной фазой в количестве 5-50%, содержащейся в дисперсионной среде дизельного топлива и растворителя, в качестве которого используют дибромпропан. Затем сверху на первую смесь ГОС-ГРС доставляют вторую смесь ГОС-ГРС большей плотностью - 1,65-1,98 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью ГОС-ГРС. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.
Description
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.
Известен способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта (Пат. Украины 102501, E21B 43/24, E21B 43/25, 2013), включающий закачку через насосно-компресcорные трубы раздельно-последовательно гидрореагирующего состава (ГРС) алюмогидрида натрия (АГН) и/или алюмогидриднатриевого композита (АГНК) с доставкой гидрореагирующего состава, размещенного в герметичных мини-контейнерах из полимерного материала, с весовым содержанием ГРС - 1-3 грамма в составе технологических жидкостей, в качестве которых используются горюче-окислительные составы на основе комплексных солей.
Известный способ низкоэффективен при обработке продуктивных пластов смешанных пород с высокой степенью кольматации афальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО), так как активность кислот, высвобождаемых и образуемых в ходе химических реакций, нейтрализуется компонентами с высоким pH, а водород начинает генерироваться только после разрушения мини-контейнеров с ГРС, что существенно снижает эффективность процессов диффузии и фильтрации смеси других активных газов в пласт и не позволяет в полной мере реализовать энергетический и химический потенциал системы ГОС-ГРС в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП).
Известен способ термобарохимической обработки продуктивного пласта (Пат. Украины 86886, E21B 43/00, E21B 43/18, E21B 43/26, Бюл. № 9, 2009), включающий доставку ГРС, буферной жидкости и воды в зону перфорации продуктивного пласта разделенными объемами с послойным продавливанием создаваемым в НКТ поршневым давлением, при этом доставку ГРС производят в объеме суспензии инертной буферной жидкости, в качестве которой используют хлорпроизводные углеводородов, например тетрахлорметан в объемном соотношении ГРС:буфер = 1:(0,6-2,0), соответственно.
Известный способ с использованием в качестве буферной жидкости тетрахлорметана ограничен в применении из-за высокой коррозионной активности хлорсодержащих соединений, приводящих к разрушению конструктивных элементов скважинного и нефтегазоперекачивающего оборудования, химическому "отравлению" и разрушению дорогостоящих катализаторов нефтеперерабатывающих предприятий. При этом, способ малоэффективен при обработке пластов с положительным скин-фактором, низкой начальной проницаемостью, высокой обводненностью, кольматированных эмульсией типа "вода-углеводород" или асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО), когда фильтрация в пласт продуктов первичных реакций, проходящих в эксплуатационной колонне, затруднена или полностью отсутствует.
Наиболее близким по совокупности признаков и достигаемому результату является способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта (Пат. РФ 2628342, 2016), включающий раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы составов: гидрореагирующих, на основе алюмогидриднатриевого композита, и горюче-окислительных, на основе комплексных солей, с закачкой на предварительной стадии агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава (АГНК) с дизельным топливом и органическим растворителем, в качестве которого используют перхлорэтилен (C2Cl4), с последующей продавкой последней в ПЗП пласта до начала реагирования основных составов (ГОС-ГРС).
Известный способ недостаточно эффективен при использовании в составе дисперсионной среды агрегативно устойчивой наносуспензии в качестве химического растворителя – перхлорэтилена, который при взаимодействии с водой, в том числе пластовой, образует трихлоруксусную и соляную кислоты, что приводит к преждевременному реагированию гидрореагирующих составов еще на стадии доставки с генерированием водорода и потерей части энергетического потенциала системы. При этом, используемый растворитель способствует активной хлористоводородной коррозии конструктивных элементов нефтегазодобывающего оборудования и химическому загрязнению – повышенному содержанию хлорорганических соединений в извлекаемом пластовом флюиде.
Сущность изобретения
Задачей предлагаемого изобретения является, повышение эффективности обработки, снижение скин-фактора и производительности нефтегазовых скважин, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами, снижение коррозионного воздействия на элементы нефтегазодобывающего и перерабатывающего оборудования, а также химического загрязнения извлекаемого пластового флюида.
Технический результат состоит в реализации эффективной доставки рабочих смесей в составе реакционно-устойчивого буферного компонента, инертного при взаимодействии с водой, в том числе пластовой, и конструктивными элементами скважинного оборудования, функционирующего также в качестве растворителя в составе гидрореагирующей наносуспензии с высокой степенью проникновения в поровое пространство для эффективного растворения кольматирующих внутрипоровое пространство тяжелых углеводородов и АСПО продуктивных пластов, что позволяет устранить гидродинамическое несовершенство загрязненной, в том числе, остатками буровых растворов околоскважинной зоны.
Поставленная задача достигается тем, что в способе комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны пласта, включающем раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов (ГОС-ГРС), задавливание в призабойную зону пласта агрегативно устойчивой наносуспензии с гидрореагирующим составом на основе алюмогидриднатриевого композита, дизельного топлива и растворителя, с последующей доставкой второй большей плотности смеси ГОС-ГРС, согласно изобретению, закачку первой и второй смесей горюче-окислительных и гидрореагирующих составов производят в буферной жидкости – дибромпропане в соотношении (ГОС-ГРС):буфер 5:1, при этом первую смесь горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,5-1,65 г/см3 закачивают в объеме, равном объему эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, а задавливаемая непосредственно в призабойную зону пласта в объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны в интервале зоны перфорации, агрегативно устойчивая наносуспензия с гидрореагирующим составом на основе алюмогидриднатриевого композита плотностью 1,35-1,45 г/см3, с дисперсной фазой в количестве 5-50% в дисперсионной среде углеводородного растворителя – дизельного топлива и органического растворителя, в качестве которого используют дибромпропан, при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении при равенстве плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, затем сверху на первую смесь ГОС-ГРС доставляют вторую смесь ГОС-ГРС плотностью 1,65-1,98 г/см3 в объеме, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью горюче-окислительного и гидрореагирующего составов. Кроме того, компоненты для приготовления агрегативно устойчивой наносуспензии гидрореагирующего состава: алюмогидриднатриевый композит, дизельное топливо и дибромпропан, 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.
Высокая плотность первой и второй смесей ГОС-ГРС в буферном дибромпропане обеспечивает их эффективную доставку, качественное перемешивание в колонне и надежную реакционную эффективность. При этом, высокая плотность и смачивающая способность дибромпропана в составе агрегативно устойчивой наносуспензии обеспечивает активную фильтрацию последнего в породу пласта через перфорационные отверстия на большую глубину с эффективным растворением углеводородов, в том числе, тяжелых и АСПО, кольматирующих внутрипоровое пространство продуктивного пласта, и не приводит к образованию хлорорганических соединений.
На фиг. 1 представлена начальная стадия обработки после закачки первой смеси ГОС-ГРС на забой; на фиг. 2 – стадия обработки по закачиванию и задавливанию в пласт агрегативно устойчивой наносуспензии; на фиг. 3 – распространение газов и растворителя в поровом пространстве после обработки агрегативно устойчивой наносуспензией, закачка второй смеси ГОС-ГРС, начало взаимодействия первой и второй смесей системы ГОС-ГРС; на фиг. 4 – завершающая стадия обработки, распределение газов и других активных веществ в пласте, образуемых в ходе реакций ГОС-ГРС.
Агрегативно устойчивая наносуспензия плотностью 1,35-1,45 г/см3 с дисперсной твердой фазой гидрореагирующего состава включает алюмогидриднатриевый композит в количестве 5-50%, содержащейся в дисперсионной среде смеси дизельного топлива и растворителя, в качестве которого используют дибромпропан, взятых в пропорциональном соотношении, обеспечивающем равенство плотностей жидкой и твердой фаз. Cостав наносуспензии предварительно обрабатывают в роторном диспергаторе-кавитаторе до дисперсности твердой фазы алюмогидриднатриевого композита 0,1-10 мкм.
Благодаря предварительной фильтрации в пласт агрегативно устойчивой наносуспензии с буферным дибромпропаном в качестве растворителя, инертного по отношению к пластовой воде, происходит низкотемпературная с генерированием водорода обработка породы пласта, которая позволяет снизить вязкость тяжелых углеводородов в призабойной зоне пласта, повысить ее проницаемость, очистить поровое пространство от кольматирующих нерастворимых соединений до проведения основных химических реакций и интенсифицировать химические преобразования уже в разогретом поровом пространстве породы, то есть снизить скин-фактор, повысив эффективность комплексного водородного термобарохимического воздействия, которое не приводит к распространению хлорорганики.
Способ заключается в следующем. После глушения скважины путем заполнения эксплуатационной колонны 1 (фиг.1) технической водой, производят допуск насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 на глубину 1-2 м от забоя 3 и закачку системы ГОС-ГРС (горюче-окислительный-гидрореагирующий составы) первого состава плотностью 1,5-1,65 г/см3, в буферной жидкости дибромпропане в соотношении (ГОС-ГРС):буфер 5:1.
Объем системы ГОС-ГРС (горюче-окислительный - гидрореагирующий составы) первого состава определяют из расчета заполнения объема 4 (фиг.2) от забоя 3 до уровня нижних отверстий зоны 5 интервала перфорации.
Затем при поднятых НКТ 2 до середины интервала 5 перфорации при открытом затрубном пространстве на циркуляции производят закачку агрегативно устойчивой наносуспензии до заполнения объема 6 эксплуатационной колонны 1 в зоне интервала перфорации 5, после чего закрывают затрубное пространство и задавливают весь объем агрегативно устойчивой наносуспензии в продуктивный пласт 7.
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 генерируемый 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 щелочной среды, обладающей свойствами поверхностно-активных веществ (ПАВ), действие которой улучшает фильтрационную способность ПЗП. Происходит полное обезвоживание порового пространства, с образованием атомарного и молекулярного водорода, активирующего процессы фильтрации с повышением температуры в поровом пространстве, что приводит к снижению вязкости АСПО, повышению химической активности углеводородного и органического растворителей.
Проникающий в пласт в зоне перфорации в составе агрегативно-устойчивой наносуспензии дибромпропан благодаря высокой устойчивости при взаимодействии с водой и АГНК работает в качестве растворяющего углеводороды и АСПО компонента, растворяющая способность которого существенно повышается с ростом температуры в зоне обработки в результате экзотермических реакций ГРС (АГНК) с пластовой водой.
Функционирующий как активный углеводородный растворитель дибромпропан, благодаря своим свойствам текучести и низкого поверхностного натяжения, обеспечивает быструю и глубокую фильтрацию агрегативно-устойчивой наносуспензии в пласт. Высокая плотность дибромпропана способствует дополнительному механическому воздействию, обеспечивающему эффективную чистящую способность при растворении кольматирующих внутрипоровое пространство тяжелых углеводородов, АСПО и устранение гидродинамического несовершенства загрязненной околоскважинной зоны, повышение эффективности химической обработки ПЗП.
Кроме того, высокая плотность дибромпропана позволяет проводить обработку скважин с высоким и аномально высоким пластовым давлением, когда для глушения скважины необходимо использовать жидкости повышенной плотности, а стабильность показателя pH позволяет предотвратить коррозионное воздействие на элементы нефтегазодобывающего и нефтеперерабатывающего оборудования.
После этого поднимают НКТ 3 (фиг.3) на 20-30 м над верхними отверстиями перфорации 5 продуктивного пласта и производят закачку системы ГОС-ГРС второго состава в буферной жидкости дибромпропане в соотношении (ГОС-ГРС):буфер 5:1, обеспечивающей их плотность 1,65-1,98 г/см3 в объеме 8, достаточном для эффективного реагирования с первой смесью ГОС-ГРС.
При этом, закачка первой и второй систем горюче-окислительных и гидрореагирующих составов (ГОС-ГРС) в буферном дибромпропане обеспечивает надежную доставку в инертном высокостабильном веществе в зону обработки пласта.
При попадании системы ГОС-ГРС (горюче-окислительный - гидрореагирующий составы) второго состава в первый состав ГОС-ГРС (горюче-окислительный-гидрореагирующий составы) в разогретой зоне эксплуатационной колонны 1 под действием силы тяжести, обусловленной разностью их плотностей, происходит проникновение второй системы ГОС-ГРС через слой первой (фиг.4), перемешивание первой и второй систем технологических жидкостей (ГОС-ГРС) с активным реагированием компонентов при их контакте и инициированием серии экзотермических химических реакций с генерированием смеси газов Н2, СО, СО2, NO2, NН3, N2O5, образованием кислот соляной и азотной и повышением температуры до 250-370оC, достаточной для эффективной обработки ПЗП.
Скорость и полнота реализации термодинамического потенциала энергоемких топливных систем регулируется составами и соотношениями исходных компонентов.
Генерируемый в ходе экзотермического термохимического процесса водород существенно улучшает проницаемость коллектора и способствует фильтрации химически активных компонентов реакций ГОС-ГРС в пласт и их реагированию с минеральной частью пласта и кольматантами. На высокотемпературной стадии процесса в условиях высоких давлений, в присутствии активированного водорода и катализаторов реализуется процесс гидрокрекинга АСПО с образованием газовых и дистиллятных фракций.
Лабораторные исследования работоспособности заявленного способа для оценки эффективности комплексной водородной термобарохимической обработки, снижения скин-фактора и увеличения производительности (дебита) скважины проведены на экспериментальном стенде для комплекcных исследований проницаемости и фильтрационных характеристик на реальных кернах горной породы нефтенасыщенных пластов с высоким содержанием АСПО, в том числе, с остатками буровых растворов, с моделированием воздействия агрегативно устойчивой наносуспензией и продуктов реакций систем ГОС-ГРС и прокачкой после каждого этапа обработки через керны нефти для определения изменения их фильтрационных характеристик.
Для моделирования пластовых условий и обеспечения фильтрации только через тело кернов их боковые поверхности предварительно герметизировали путем обжима с заданным горным давлением (130 атм) и прогревали до заданной температуры (50 оС). Через керны последовательно прокачивали в равных объемах пластовую воду и нефть при давлении 10 атм. Затем прокачивали агрегативно устойчивую наносуспензию АГНК с дисперсионной средой взятых в заданных соотношениях дизельного топлива с дибромпропаном и, для сравнения, с перхлорэтиленом при давлении 30 атм с регистрацией параметров скорости фильтрации и объемов выделенного водорода на выходе из кернов. После чего проводили замеры параметров при моделировании термогазохимического воздействия на керны системой ГОС-ГРС. Усредненные значения параметров, полученных в ходе экспериментов, приведены в Таблице 1.
В результате проведенных замеров проницаемости керна по нефти, которая до обработки составляла 87 мД, после обработки наносуспензией на основе перхлорэтилена с учетом термогазохимического воздействия систем ГОС-ГРС составила 149 мД, а после обработки наносуспензией на основе дибромпропана с последующим термогазохимическим воздействием систем ГОС-ГРС – 163 мД, что является следствием более эффективной последней обработки керна.
Таблица 1
| Параметры измерений | Наносупензия на основе перхлорэтилена | Наносупензия на основе дибромпропана |
| Скорость фильтрации наносуспензии через керн, мл/с | 0,01 | 0,013 |
| Объем водорода, полученного на выходе из керна, обработанного наносуспензией, см3 | 1,9 | 3,4 |
| Скорость фильтрации активных газов и других продуктов реакций ГОС-ГРС через керн, предварительно обработанный наносуспензией, см3/с | 0,19 | 0,22 |
| Температура активных газов и продуктов реакций на выходе из керна после предварительной обработки наносуспензией и последующей обработки ГОС-ГРС, оС | 198 | 211 |
| Скорость фильтрации нефти через керн, обработанный только наносуспензией, мл/с | 0,02 | 0,022 |
| Скорость фильтрации нефти через керн после предварительной обработки наносуспензией и последующей обработки ГОС-ГРС, мл/с | 0,031 | 0,034 |
Claims (2)
1. Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий раздельно-последовательную доставку на забой через насосно-компрессорные трубы первой смеси горюче-окислительного и гидрореагирующего составов (ГОС-ГРС) с продавливанием агрегативно устойчивой наносуспензии с гидрореагирующим составом на основе алюмогидриднатриевого композита, дизельного топлива и растворителя в призабойную зону пласта и последующую доставку второй большей плотности смеси (ГОС-ГРС), отличающийся тем, что закачку первой и второй смесей горюче-окислительных и гидрореагирующих составов производят в буферной жидкости - дибромпропане в соотношении (ГОС-ГРС):буфер 5:1, при этом первую смесь горюче-окислительного и гидрореагирующего составов плотностью 1,5-1,65 г/см3 закачивают в объеме, равном объему эксплуатационной колонны от забоя до уровня нижних отверстий перфорации, затем задавливают непосредственно в призабойную зону пласта в объеме, превышающем внутренний объем эксплуатационной колонны в интервале зоны перфорации, агрегативно устойчивую наносуспензию с гидрореагирующим составом на основе алюмогидриднатриевого композита плотностью 1,3-1,45 г/см3 с дисперсной фазой в количестве 5-50%, содержащейся в дисперсионной среде дизельного топлива и растворителя, в качестве которого используют дибромпропан, при количественном содержании компонентов жидкой фазы, взятых в пропорциональном соотношении для обеспечения равенства плотностей жидкой и твердой фаз наносуспензии, затем сверху на первую смесь ГОС-ГРС доставляют вторую смесь ГОС-ГРС плотностью 1,65-1,98 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 дибромпропан, 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 (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101921A RU2721673C1 (ru) | 2019-01-24 | 2019-01-24 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101921A RU2721673C1 (ru) | 2019-01-24 | 2019-01-24 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2721673C1 true RU2721673C1 (ru) | 2020-05-21 |
Family
ID=70803310
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019101921A RU2721673C1 (ru) | 2019-01-24 | 2019-01-24 | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2721673C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2628342C1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
-
2019
- 2019-01-24 RU RU2019101921A patent/RU2721673C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2628342C1 (ru) * | 2016-06-21 | 2017-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Петробуст" | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Gupta et al. | Frac-fluid recycling and water conservation: a case history | |
| RU2401381C1 (ru) | Способ обработки пласта | |
| RU2700851C1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| RU2721673C1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта | |
| WO2015180992A1 (de) | Verfahren zur thermischen behandlung einer unterirdischen erdöllagerstätte | |
| RU2628342C1 (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 | |
| RU2672272C2 (ru) | Способ разработки месторождений сверхвязкой нефти | |
| RU2645058C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием | |
| Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| WO2021010935A1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта скважины «tbc-ehr» | |
| RU2140531C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2348799C1 (ru) | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины | |
| RU2669949C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей | |
| RU2136859C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2780172C1 (ru) | Способ разработки залежей высоковязкой нефти и природного битума | |
| RU2291183C2 (ru) | Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин | |
| RU2728753C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа | |
| RU2289686C1 (ru) | Способ обработки нефтяного пласта | |
| RU2030568C1 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2696686C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа |