RU2808345C1 - Способ стимулирования процесса добычи нефти - Google Patents
Способ стимулирования процесса добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808345C1 RU2808345C1 RU2023112112A RU2023112112A RU2808345C1 RU 2808345 C1 RU2808345 C1 RU 2808345C1 RU 2023112112 A RU2023112112 A RU 2023112112A RU 2023112112 A RU2023112112 A RU 2023112112A RU 2808345 C1 RU2808345 C1 RU 2808345C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- oil
- hydraulic fracturing
- binary mixture
- activator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 73
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 47
- 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 claims abstract description 25
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 12
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 16
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000009533 lab test Methods 0.000 abstract description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 3
- 238000013517 stratification Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 57
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 5
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 5
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N ethanethiol Chemical compound CCS DNJIEGIFACGWOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002082 metal nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical class O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M Nitrite anion Chemical compound [O-]N=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910000102 alkali metal hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008046 alkali metal hydrides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 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
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- -1 hydrocarbon radical Chemical group 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Inorganic materials [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации притока нефти, в том числе из плотного или слабопроницаемого нефтяного пласта, за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств в призабойной зоне пласта при помощи стимулирующих компонентов. Способ стимулирования процесса добычи нефти включает предварительные геофизические исследования пласта, закачку бинарной смеси в пласт и последующую закачку активатора через добывающую скважину, реагирование компонентов бинарной смеси с активатором в пласте с повышением температуры как минимум 70°С и последующим отбором продукции после технологической выдержки. При геофизических исследованиях пласта проводят лабораторные исследования керна, полученного при бурении соответствующей добывающей скважины, и определяют содержание и состав нефти, пористость и проницаемость пласта и давление гидроразрыва пласта – ГРП для увеличения проницаемости пласта. В качестве жидкости ГРП закачивают с давлением ГРП бинарную смесь дисперсностью 10–25% мас. наночастиц металлического натрия в безводной органической среде в прямо пропорциональной зависимости от вязкости нефти. В качестве активатора закачивают минерализованную воду с минерализацией 50–300 г/л и массой 10 50 : 1 относительно металлического натрия. Технический результат заключается в расширении области применения за счет использования ГРП для закачки в слабопроницаемый пласт с битуминозной нефтью, в повышении эффективности воздействия за счет исключения расслоения бинарной смеси благодаря смешиванию компонентов бинарных смесей непосредственно в пласте, а также в упрощении реализации способа за счет использования не агрессивных для человека и окружающей среды реагентов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации притока нефти, в том числе из плотного или слабопроницаемого нефтяного пласта, за счет изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в призабойной зоне пласта при помощи стимулирующих компонентов.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта (авторское свидетельство SU № 640023, МПК Е21В 43/24, опубл. 30.12.78. Бюл. № 48) путем закачки в нее металлического магния с последующей закачкой раствора соляной кислоты, причем с целью повышения степени и длительности прогрева призабойной зоны, одновременно с магнием в пласт закачивают аммиачную селитру.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности использования для воздействия на слабопроницаемый пласт с битуминозной нефтью (с плотностью свыше 0,891 г/см3 и/или вязкостью свыше 1000 мПа⋅с, с содержанием смол от 20 до 90% и асфальтосмолопарфиновые отложений (АСПО) от 6 до 19%), так как невозможно закачать в такой пласт в больших (промышленных) объемах реагенты без гидроразрыва пласта (ГРП), а также низкая эффективность для добычи нефти содержащей кероген из-за невозможности прогрева пласта выше 60°С, при этом высокая вероятность разрушения оборудования и обсадных труб в призабойной зоне скважины из-за наличия высококонцентрированных соляной и азотной кислот, отсутствие контроля за химическими процессами в пласте, что может привести к локальному прогреву выше температуры самовозгорания продукции пласта, также используемые реагенты являются достаточно агрессивными и требуют особых условий закачки, применяемой специальной техники и внутрискважинного оборудования, что значительно повышает стоимость работ.
Известен также способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин (патент RU № 2525386, МПК Е21В 43/24, C09K 8/592, опубл. 10.08.2014 Бюл. № 22), включающий закачку в пласт горюче-окислительного состава – ГОС, содержащего, мас.%:
| аммиачная селитра | 15-50 |
| нитрит натрия | 15-40 |
| стабилизатор | 0-2 |
| эмульгатор | 0,1-2 |
| нефть | 10-25 |
| вода | остальное |
закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, представляющий собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты или ГОС, содержащий, мас.%:
| аммиачная селитра | 15-50 |
| нитрит натрия | 15-40 |
| стабилизатор | 0-2 |
| загуститель | 0,1-0,5 |
| вода | остальное |
и инициатор реакции, представляющий собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде с последующей продавкой в пласт продавочной жидкостью.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности использования для воздействия на слабопроницаемый пласт с битуминозной нефтью, так как невозможно закачать в такой пласт в больших (промышленных) объемах реагенты без ГРП, а также отсутствие контроля за химическими процессами в пласте, что может привести к локальному прогреву выше температуры самовозгорания продукции пласта, также используемые реагенты являются достаточно агрессивными и требуют особых условий закачки, применяемой специальной техники и внутрискважинного оборудования, что значительно повышает стоимость работ.
Наиболее близким по технической сущности является способ стимулирования процесса добычи нефти (патент RU № 2546694, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, опубл. 10.04.2015 Бюл. № 10) путем оптимизации режима термохимических реакций, протекающих в скважинах и в продуктивных пластах с использованием водных растворов бинарных смесей – БС - неорганической или органической селитры, нитрита или гидрида щелочного металла, закачиваемых по отдельным каналам, причем он включает последовательные операции: монтаж оборудования в скважинах на выбранном участке месторождения; оснащение каждой скважины устройствами для контроля температуры, давления и состава продуктов реакций, протекающих в скважине и в пласте в режиме реального времени; предварительный нагрев участков пласта около скважины объемом не менее 20 м3 до температуры не менее 100°C путем закачки не менее 2 т реагентов БС; циклический нагрев части пласта около скважины объемом не менее 100 м, массой не менее 250 т, до температуры не менее 140°C за счет реакции не менее 12 т реагентов БС, при этом обеспечивают первый уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем чередования в канале закачки порций раствора селитры массой не более 1 т каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 т каждая и второй уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем непрерывных контроля и регулирования процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предвзрывной (Тпр), которую определяют по появлению признаков самоускорения реакции на регистрируемых кривых зависимости температуры и давления от времени, прекращают закачку инициатора разложения селитры в скважину и в последующем закачивают раствор селитры массой не менее 10 т в предварительно нагретый пласт, при этом реализуют третий уровень взрывобезопасности в процессе реакции в пласте, катализируемой теплом, накопленным в предыдущих циклах, который связывают с отношением массы селитры, закачиваемой в поры и трещины пласта, к массе породы, преимущественно, 1 к 20 и с низкой, близкой к нулю, вероятностью взрыва смеси 95 мас.% породы и 5 мас.% селитры, причем закачку реагентов на всех циклах проводят при непрерывном контроле температуры в зоне реакции, давления и температуры в районе пакера и в процессе закачки реагентов с целью своевременного прекращения реакции при выходе параметров реакции за пределы допустимых режимов.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности использования для воздействия на слабопроницаемый пласт с битуминозной нефтью, так как невозможно закачать в такой пласт в больших (промышленных) объемах реагенты без ГРП, низкая эффективность, так как используются заранее приготовленные растворы компонентов бинарных смесей, доставляемые на скважину, а с момента приготовления раствора до его закачки в скважину проходит значительное время, за которое возможно разделение раствора с выпадением осадка, также используемые реагенты являются достаточно агрессивными и требуют особых условий закачки, применяемой специальной техники и внутрискважинного оборудования, что значительно повышает стоимость работ.
Техническим результатом предполагаемого изобретения являются создание способа стимулирования процесса добычи нефти, позволяющего расширить область применения за счет использования ГРП для закачки в слабопроницаемый пласт с битуминозной нефтью, повысить эффективность воздействия за счет исключения расслоения бинарной смеси благодаря смешиванию компонентов (реагентов) бинарных смесей непосредственно в пласте, а также упростить и, как следствие, удешевить реализацию способа за счет использования не агрессивных для человека и окружающей среды реагентов.
Техническим решением является способ стимулирования процесса добычи нефти, включающий предварительные геофизические исследования пласта, закачку бинарной смеси в пласт и последующую закачку активатора через добывающую скважину, реагирование компонентов бинарной смеси с активатором в пласте с повышением температуры как минимум 70°С и последующим отбором продукции после технологической выдержки.
Новым является то, что при геофизических исследованиях пласта проводят лабораторные исследования керна, полученного при бурении соответствующей добывающей скважины, и определяют содержание и состав нефти, нефтенасыщенность пласта и давление гидроразрыва пласта – ГРП для увеличения проницаемости пласта, причем в качестве жидкости ГРП закачивают с давлением ГРП бинарную смесь дисперсностью 10–25% мас. наночастиц металлического натрия в безводной органической среде в прямо пропорциональной зависимости от вязкости нефти, а в качестве активатора закачивают минерализованную воду с минерализацией 50–300 г/л и массой 10÷50 : 1 относительно металлического натрия.
Новым является также то, что в качестве безводной органической среды применяют обезвоженную нефть, солярное масло (солярку) или нефрас.
На чертеже изображен график зависимости максимальной температуры бинарной смеси, возрастающей при активации частиц металлического натрия пластовой водой, от содержания сульфат- и карбонат-ионов.
Способ стимулирования процесса добычи нефти реализуется следующим образом.
В процессе первичного вскрытия (бурения) добывающей скважиной продуктивного пласта отбирают керны, которые исследуют в лабораторных условиях в том числе для определения содержания и состава нефти, пористость пласта, его проницаемость и давление гидроразрыва пласта. После решения использования предлагаемого способа технологи исходя из нефтенасыщенности пласта (количество нефти в выбранном объеме воздействия), определяют необходимый радиус охвата пласта воздействием вокруг добывающей скважины. Исходя из радиуса охвата, толщины пласта и его пористости определяют необходимый объем закачки бинарной смеси, а исходя из вязкости нефти – процентный массовый состав наночастиц (с размерами частиц 5 – 155 нм) металлического натрия в безводной органической среде в бинарной смеси прямо пропорциональной зависимости от вязкости нефти. На эти технологические расчеты по объемам закачки и выбору добывающих скважин для реализации способа авторы не претендует, так как это известно из открытых источников.
Процентный массовый состав наночастиц металлического натрия в безводной органической среде в бинарной смеси определяют эмпирическим путем для обеспечения температуры реакции бинарной смеси с активатором как минимум 70°С, например, для месторождений Республики Татарстан для вязкости нефти до 10000 мПа⋅с - 10–15% мас. наночастиц металлического натрия в безводной органической среде, для 10000 - 25000 мПа•с – 15–20-% мас., а выше 25000 мПа⋅с – 20–25% мас. При концентрации наночастиц металлического натрия в безводной органической среде ниже 10% мас. температура прогрева редко повышается выше 70°С, а свыше 25% мас. – эффективность прогрева растет незначительно, а затраты растут пропорционально содержанию натрия в безводной органической среде, в качестве которой на месторождениях РТ применяли обезвоженную нефть, солярку или нефрас С4 - 155/205, так как в них содержится не более 4% воды, которая скапливается в мелкие капли и обволакивается гидрофобной нефтью, соляркой или нефрасом, образуя мицеллы, не вступающие в реакцию с металлическим натрием при закачке в пласт.
Также определяют количество минерализованной воды и ее концентрацию. Минерализацию 50–300 г/л принимают из-за наличия в промышленных масштабах минерализованной воды отделяемой при обезвоживании добываемой нефти из месторождений, например, при добыче легкой нефти на месторождениях РТ минерализация составляет 50–150 г/л, а при добыче битуминозной нефти – 150 – 300 г/л. Причем основными компонентами минерализации составляют сульфаты и карбонаты. Количество закачиваемой воды определяется необходимой температурой в пласте, обеспечиваемой химической изотермической реакцией при взаимодействии металлического натрия с водой и содержащимися в ней минералами.
[1]
[2]
[3]
При этом часть выделившегося водорода и гидроксида натрия вступают в реакцию с сероводородом, соединениями серы и тиолами (меркаптанами) серы, способствуя из связыванию:
[4]
[5]
[6]
где RSH – тиолы (тиоспирты, устар. «меркаптáны») — сернистые аналоги спиртов, где R — углеводородный радикал, например, метантиол (метилмеркаптан – CH3SH), этантиол (этилмеркаптан – C2H5SH) и т. д.
В результате снижается сернистость (количество серы) нефти, повышая качество добываемой нефти.
Для определения температуры провели ряд лабораторных опытов.
Опыт 1
Проводилось измерение температуры в закрытой системе (лабораторный автоклав) при осуществлении взаимодействия дисперсии частиц металлического натрия в органической жидкости с пластовой водой различного состава. Для этого в автоклав загружались следующие компоненты в соответствующей последовательности (таблице 1).
Таблица 1
Состав экспериментальной смеси
| №п/п | Компонент | Масса, г |
| 1 | Пластовая вода | 28 |
| 2 | Сырая нефть | 66,4 |
| 3 | Дисперсия натрия (25%) | 5,6 |
Нефть использовалась в качестве разделяющей прослойки между контактирующими средами. Далее нагнетался азот, создавая давление Р=10 бар. Контакт дисперсии натрия с пластовой водой осуществляли путем интенсивного перемешивания смеси мешалкой. Контроль температуры осуществлялся при помощи термопары, показания фиксировались на приборной панели. Зависимости максимальной температуры смеси, указанной в табл.1, при активации металлического натрия с пластовой водой от содержания сульфат- и карбонат-ионов приведены на чертеже.
Из чертежа видно, что наличие в составе пластовой воды сульфат- и карбонат-ионов способствует увеличению максимальной температуры смеси, причем наличие сульфат-иона влияет более значительно, увеличивая температуру смеси свыше 75°С в диапазоне концентраций 1-4 мас.%. В присутствии карбонат-ионов температура смеси возрастает менее интенсивно, а максимальное увеличение наблюдается при концентрации 2 мас.%, что соответствует температуре 70°С.
Таким образом, наличие сульфат- и карбонат-ионов в составе пластовой воды способствует увеличению теплового эффекта при активации частиц металлического натрия пластовой водой, а максимальный эффект наблюдается при концентрациях сульфат- и карбонат-ионов 1-4 мас.% и 2 мас.%, соответственно.
Опыты 2-4.
Проводились аналогично опыту 1, используя аналогичные компоненты и варьируя их содержание, результаты занесли в таблицу 2
Таблица 2
| №п/п | Состав реакционной смеси, мас.% | Содержание натрия в дисперсии, мас.% | Массовое соотношение пластовой воды и натрия | Степень минерализации, г/л | Tmax, °С | ||
| Пласт. вода | Нефть | Диспер натрия |
|||||
| 28 | 66,4 | 5,6 | 25 | 20:1 | 50 | 62 | |
| 50 | 40 | 10 | 10 | 50:1 | 300 | 54 | |
| 30 | 50 | 20 | 15 | 10:1 | 200 | 116 | |
| 40 | 58,4 | 1,6 | 25 | 100:1 | 10 | 42 | |
Как видно из таблицы 2, для получения температуры как минимум 70ºС с учетом температуры пласта +8–+20ºС подходят только массовое соотношение пластовой воды и натрия 10÷50 : 1, а температура также зависит от концентрации металлического натрия в пласте.
Исходя из этих опытов, наличия металлического натрия в бинарной смеси и необходимой температуры (определяется технологами – авторы не претендует) подбирают количество активатора в виде минерализованной воды в пределах 10÷50 : 1 относительно закаченного металлического натрия.
После определения необходимое количество компонентов для осуществления необходимого результата их завозят на скважину. Например, Натрий металлический кусковой является товарным продуктом (ГОСТ 3273-75 Натрий металлический технический. Технические условия), который доводится до наноразмерного состояния (5 – 155 нм) дроблением, нефть, солярку или нефрас С4 - 155/205 (безводную органическую среду) в объеме, достаточным для получения 10–25% мас. наночастиц металлического натрия в бинарной смеси с необходимым суммарным объемом, и минерализованную воду с минерализацией 50–300 г/л и массой 10÷50 : 1 относительно металлического натрия для получения в пласте температуры 70°С и более. Причем все используемые компоненты (реагенты) бинарной смеси и активатора не вредны и не агрессивны для человека и окружающей среды.
Прямо у скважины смешивают безводную органическую среду и металлический натрий, получая бинарную смесь (без пропанта), закачиваемую устьевым насосом в продуктивный пласт с давлением ГРП для увеличения проницаемости как минимум в два раза. При этом жидкость безводной органической среды и наночастицы металлического натрия из-за маленького размера свободно проникают в пласт. По завершению закачки удерживают давление на время (определяется технологами, например, для месторождений РТ – 1-2 часа), достаточное для равномерного распределения по пласту закачиваемой бинарной смеси, после чего в пласт закачивают минерализованную воду, которая по уже полученным из-за ГРП трещинам свободно поникает в пласт и вступает в реакцию с металлическим натрием (см. химические реакции [1], [2] и [3]).
В результате активный водород, имея очень маленькие размеры, легко проникает в поры коллектора пласта, а повышение температуры до 70°С и выше (в зависимости от объема закачиваемой смеси), сопровождающее указанные выше химические реакции, увеличивает объем газа в порах и делает более текучими все нефтяные фракции (особенно тяжелые). При этом при температуре 60°С и более начинается преобразование твердого керогена в жидкую нефть, вязкость парафинов и асфальтенов резко снижается (при 60°С: 35–45 мПа⋅с и 48–55 мПа⋅с соответственно). При этом металлический натрий облегчает преобразование многоядерных ароматических соединений и снижает межфазное натяжение за счет образования пары донорно−акцепторных ионов электронов с ароматическим соединением (см. химические реакции [4], [5] и [6]) с последующим частичным или полным гидрированием. Для АСПО битуминозной нефти этот процесс идет по сульфидным мостикам, что приводит к снижению их молекулярной массы, то есть увеличивается количество извлекаемых легких фракций. Прогрев пласта до температуры 70°С на Ашальчинском месторождении РТ шел от 6 часов до 4 сут. (на разных скважинах), что как минимум в 3 раза быстрее наиболее близкого аналога. При этом температура нигде не превысила 145°С, что полностью исключает внутрипластовое горение без любого контроля, при этом независит от ошибок обслуживающего персонала («человеческий фактор») с дозировкой металлического натрия и минерализованной воды.
В совокупности из-за образования при ГРП трещин и снижения молекулярной массы АСПО улучшаются ФЕС пласта, облегчающие добычу нефти особенно из слабопроницаемых пластов и/или пластов с битуминозной нефтью.
Предлагаемый способ стимулирования процесса добычи нефти позволяет расширить область применения за счет использования ГРП для закачки в слабопроницаемый пласт с битуминозной нефтью, повысить эффективность воздействия за счет исключения расслоения бинарной смеси благодаря смешиванию компонентов (реагентов) бинарных смесей непосредственно в пласте, а также упростить и, как следствие, удешевить реализацию способа за счет использования не агрессивных для человека и окружающей среды реагентов.
Claims (2)
1. Способ стимулирования процесса добычи нефти, включающий предварительные геофизические исследования пласта, закачку бинарной смеси в пласт и последующую закачку активатора через добывающую скважину, реагирование компонентов бинарной смеси с активатором в пласте с повышением температуры как минимум 70°С и последующим отбором продукции после технологической выдержки, отличающийся тем, что при геофизических исследованиях пласта проводят лабораторные исследования керна, полученного при бурении соответствующей добывающей скважины, и определяют содержание и состав нефти, пористость и проницаемость пласта и давление гидроразрыва пласта – ГРП для увеличения проницаемости пласта, причем в качестве жидкости ГРП закачивают с давлением ГРП бинарную смесь дисперсностью 10–25% мас. наночастиц металлического натрия в безводной органической среде в прямо пропорциональной зависимости от вязкости нефти, а в качестве активатора закачивают минерализованную воду с минерализацией 50–300 г/л и массой 10 50 : 1 относительно металлического натрия.
2. Способ стимулирования процесса добычи нефти по п. 1, отличающийся тем, что в качестве безводной органической среды применяют обезвоженную нефть, солярное масло или нефрас.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2808345C1 true RU2808345C1 (ru) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2331764C2 (ru) * | 2006-07-20 | 2008-08-20 | ООО НПФ "ИКЭС-нефть" | Способ обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин и устройство для его осуществления |
| RU2546694C1 (ru) * | 2014-01-29 | 2015-04-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ стимулирования процесса добычи нефти |
| US20150144344A1 (en) * | 2013-11-22 | 2015-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
| RU2014154448A (ru) * | 2014-12-30 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "БИНОТЕК" | Способ добычи высоковязкой нефти и битума |
| WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
| RU2782666C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2331764C2 (ru) * | 2006-07-20 | 2008-08-20 | ООО НПФ "ИКЭС-нефть" | Способ обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин и устройство для его осуществления |
| US20150144344A1 (en) * | 2013-11-22 | 2015-05-28 | Baker Hughes Incorporated | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
| RU2546694C1 (ru) * | 2014-01-29 | 2015-04-10 | Евгений Николаевич Александров | Способ стимулирования процесса добычи нефти |
| RU2014154448A (ru) * | 2014-12-30 | 2016-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "БИНОТЕК" | Способ добычи высоковязкой нефти и битума |
| WO2019126336A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-27 | Terves Inc. | Material and method of controlled energy deposition |
| RU2782666C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ интенсификации добычи нефти из плотного и слабопроницаемого пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| US11028312B2 (en) | Treating seawater for hydrocarbon production | |
| CA2672487C (en) | Preconditioning an oilfield reservoir | |
| Al-Anazi et al. | Stimulation of tight carbonate reservoirs using acid-in-diesel emulsions: Field application | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US8327940B2 (en) | Method for hydraulic fracturing of a low permeability subterranean formation | |
| US3799266A (en) | Fracturing method using acid external emulsions | |
| US11078406B2 (en) | Altering wettability in subterranean formations | |
| US9957439B2 (en) | Fracturing fluid for prevention of shale fracture hydration during well stimulation by hydraulic fracturing | |
| US20120067570A1 (en) | Low salinity reservoir environment | |
| US5209295A (en) | In-situ reduction of oil viscosity during steam injection process in EOR | |
| Mardashov | Development of blocking compositions with a bridging agent for oil well killing in conditions of abnormally low formation pressure and carbonate reservoir rocks | |
| US3319714A (en) | Well acidizing method | |
| RU2619965C2 (ru) | Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы | |
| US4317487A (en) | Method of recovering oil and other hydrocarbon values from subterranean formations | |
| Stas’Eva Liubov | Laboratory testing of acidic EOR oil-displacing compositions based on surfactants, inorganic acid adduct and polyols | |
| Sagyndikov et al. | Assessing polyacrylamide solution chemical stability during a polymer flood in the Kalamkas field, Western Kazakhstan | |
| US9068446B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation and transport of heavy and extra heavy oil wells | |
| RU2808345C1 (ru) | Способ стимулирования процесса добычи нефти | |
| EA009351B1 (ru) | Каталитический состав и его применение для получения углеводородов с низкой молекулярной массой | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2494244C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| US4124072A (en) | Viscous oil recovery method | |
| US3500932A (en) | Use of micellar solution to precede sandfrac treatments | |
| AU2016269415B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations |