СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И СТВОЛА СКВАЖИНЫ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Известны способы термохимической обработки скважины с применением взрывчатых веществ [1,2] Недостатком методов является высокая стоимость применяемых взрывчатых веществ и высокая опасность работ с ними.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в нее металлического магния, аммиачной селитры и последующую закачку соляной кислоты [3] Недостатками способа являются высокая коррозионная агрессивность продуктов реакции, что может привести к разрушению скважинного оборудования, а также недостаточно высокое тепловыделение используемой термохимической системы.

Известен способ термохимической обработки, включающий последовательную закачку кислородсодержащего органического соединения, насыщенный раствор нитрата натрия и 30-35% водный раствор соляной кислоты [4] Недостатками способа являются сложность получения оптимальной термохимической системы на забое при последовательной закачке ее компонентов, а также высокая коррозионная агрессивность компонентов системы и продуктов ее термохимического превращения.

Известен способ термохимической обработки, включающий закачку в призабойную зону пласта монотоплива, представляющего собой водный раствор, содержащий ионы аммония, ионы нитрита, щелочной буфер, способный поддерживать значение pH раствора около 7, и pH-снижающий агент, способный с течением времени преодолевать буфер и снизить pH раствора менее 7 и ускорить термохимическую реакцию [5] Недостатками способа являются его недостаточно высокая эффективность, а также сложность приготовления в промысловых условиях раствора с необходимыми параметрами. Небольшие изменения концентрации входящих в раствор компонентов, а также задержки и осложнения в процессе закачки раствора (например, снижение приемистости скважины) могут привести к преждевременному прохождению термохимической реакции еще до попадания раствора на забой, либо к невозможности инициирования и интенсивного развития реакции в пласте и, таким образом, к существенному снижению эффективности обработки, а в ряде случаев и отсутствию эффекта вообще. Кроме того, на основе технологии способа [5] проблематично приготовить стабилизированные термохимические системы с высокой энергетикой.

Наиболее близким к предлагаемому является способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины, включающий введение в скважину водного раствора, содержащего а) по крайней мере, одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и б) по крайней мере, один окисляющий агент, способный экзотермически реагировать в водной фазе с указанным выше азотсодержащим веществом, и последующее ускорение термохимической реакции [6] прототип.

Для стабилизации раствора и предотвращения его преждевременного реагирования способ [6] предусматривает также введение в состав раствора буферной системы, способной в течение некоторого времени поддерживать pH раствора на определенном уровне и задерживать интенсивное развитие реакции.

При попадании такого раствора в пласт с течением времени развивается термохимическая реакция, сопровождающаяся выделением тепла и инертных газов, что приводит к прогреву призабойной зоны пласта, очистке ее от отложений смол, асфальтенов и парафинов, снижению вязкости нефти и в итоге к увеличению продуктивности скважины.

Недостатком способа является невысокая эффективность воздействия на пласт. Это обусловлено тем, что при реализации данного способа доминирующая роль в механизм увеличения притока нефти после такой обработки принадлежит тепловому фактору (снижение вязкости нефти и удаление асфальто-смолистых веществ). На залежах с относительно маловязкими нефтями и с низкопроницаемыми и низкопористыми коллекторами эффективность обработки этим способом резко снижается.

Проведенные авторами исследования прилагаемых в [6] систем показали, что в пористой среде термохимическая реакция происходит с невысокими скоростями (низкое энерговыделение в единицу времени), а при определенных условиях (низкопористый коллектор, низкомолярный раствор) затухает, либо не развивается вовсе. Подчеркнем, что способ [6] предусматривает закачку раствора в пласт.

Кроме того, способ по прототипу имеет недостатки, присущие способу [5] отмеченные выше.

Так согласно приведенным в [6] данным период полураспада термохимической системы резко сокращается с увеличением температуры и молярности раствора. При изменении молярности с 1,0 до 2,0 период полураспада сокращается, например, со 125 минут до 40 минут.

А при использовании высокомолекулярных растворов и при повышенных температурах период полураспада может сократиться до нескольких минут. Это означает, что в дополнение к отмеченным выше недостаткам, применение данного способа на глубокозалегающих месторождениях, а также при повышенном геотермическом градиенте является весьма проблематичным, либо вообще невозможным (из-за высокой вероятности преждевременного развития реакции, либо необходимостью применения малоэффективных низкомолярных растворов и др.).

Целью настоящего изобретения является расширение области применимости и повышение эффективности обработок скважин. Поставленная цель достигается тем, что в способе термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины, включающем введение в скважину водного раствора, содержащего а) по крайней мере, одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и б) по крайней мере, один окисляющий агент, способный экзотермически реагировать в водной фазе с указанным выше азотсодержащим веществом, и последующее ускорение термохимической реакции, ускорение термохимической реакции обеспечивают агентом, понижающим величину pH водного раствора при смешивании с ним, причем введение в скважину водного раствора и агента осуществляют раздельно таким образом, чтобы обеспечить их смешивание на заданной глубине и прохождение термохимической реакции, по крайней мере, части раствора в стволе скважины.

Признаками изобретения являются:
1) введение в скважину водного раствора, содержащего, по крайней мере, одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и, по крайней мере, один окисляющий агент, способный экзотермически реагировать в водной среде с указанным выше азотсодержащим веществом;
2) последующее ускорение термохимической реакции;
3) ускорение термохимической реакции обеспечивают агентом, понижающим pH водного раствора при смешивании с ним;
4) раздельное введение в скважину водного раствора и агента, смешивание их на заданной глубине и прохождение термохимической реакции, по крайней мере, части раствора в стволе скважины.

Признаки 1) и 2) являются общими с прототипом, а признаки 3) и 4) являются существенными отличительными признаками изобретения.

Значение pH водного раствора можно увеличить.

Перед введением в скважину агента, понижающего величину pH раствора при смешивании с ним, или водного раствора скважину можно остановить.

При обработке обводненных или нагнетательных скважин из ствола скважины можно предварительно удалить воду.

Перед введением в скважину агента, понижающего величину pH водного раствора, или водного раствора в скважину можно закачать углеводородную жидкость.

Преимущества, возникающие при реализации предлагаемого способа, заключается в следующем.

Во-первых, как показали наши экспериментальные исследования, при использовании предлагаемого способа удается приготовить стабилизированные высокомолярные термохимические растворы (растворы практически сохраняют свои энергетические свойства в течение десятков часов при высоких температурах ( до 70-85^oC)
Так согласно данным [6] период полураспада 3,0-молярного раствора нитрита натрия и нитрата аммония, содержащего также 0,2 моля ацетата натрия, 0,00435 моля лимонной кислоты, 0,1 моля ионов водорода, обеспеченных, в основном, введением в систему соляной кислоты, составляет 15-16 минут при температуре 55^oC.

Исследования 3,5 молярного раствора нитрита натрия и нитрата аммония с добавкой раствора щелочи (т.е. одной из систем, отвечающей требованиям настоящего изобретения) показали, что при температуре 86,7^oC период его полураспада составляет 580 минут. Таким образом, раствор более высокой молярности обладает значительно более высокой термостабильностью при существенно более высокой температуре.

Это позволяет проводить обработки в скважинах практически любой глубины и/или в зонах с аномально высокими температурами.

Существенным отличием данного изобретения является применение агента, непосредственно понижающего величину pH раствора при смешивании с ним, тогда как в способе [6] применяется буферная система, входящая в состав раствора и обеспечивающая снижение pH раствора через некоторое время (измеряемое десятками минут).

Во-вторых, применение операции раздельного введения раствора и агента, обеспечивающего снижение pH раствора и их смешивание на заданной глубине гарантирует инициирование термохимической реакции именно на заданной глубине (а не ранее).

Важной особенностью предлагаемых систем является зависимость скорости реакции от величины pH.

Кроме того, экспериментальные исследования и расчеты с помощью математической модели показали, что при реализации данного способа характер протекания реакции (по крайней мере, в части объема закачиваемого раствора) может коренным образом изменяться. При условиях на забое скважины реакция протекает по схеме "теплового взрыва" и 70-90% реагирующих компонентов потребляется в течение 0,05-0,2 с. В результате на забое скважины возникает импульс давления, что может обеспечить развитие в призабойной зоне трещин. Температура в зоне реакции может достигать 300 ^oC и выше. При этом реакция из ствола скважины может распространиться и на пласт. Кроме того, возможно образование высоких мгновенных депрессий, обеспечивающих вынос загрязнений из пласта. Все это приводит к существенному повышению продуктивности или приемистости скважин. Способ предусматривает прохождение термохимической реакции, по крайней мере, части раствора в стволе скважины. При этом обеспечивается также прогрев и промывка ствола скважины.

Способ реализуется следующим образом.

Изучают конструкцию скважины, пластовое давление, температуру. С помощью лабораторных исследований изучают стабильность термохимического раствора в зависимости от выбранных для его приготовления веществ, температуры, давления, молярности и величины pH раствора. Далее с помощью математической модели, описывающей физико-химические процессы, проходящие в стволе скважины и в призабойной зоне пласта, определяют рациональные закачки раствора, его состав и молярность. По данным отмеченных выше лабораторных исследований выбирают состав раствора и подбирают оптимальный агент, обеспечивающий снижение величины pH раствора и ускорение термохимической реакции.

Далее приступают к осуществлению работ на скважине. Готовят расчетный объем раствора путем растворения в воде вещества (веществ), содержащего минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, и вещества (веществ), представляющего собой окисляющий агент, способный экзотермически реагировать с указанным выше азотсодержащим веществом.

В качестве водорастворимого вещества, содержащего минимум один атом азота, связанный, как минимум, с одним атомом водорода, могут быть использованы аммонийные соли органических или неорганических кислот, амины и др. в частности: хлорид аммония, нитрат аммония, мочевина, гидразин.

В качестве окисляющего агента могут быть использованы любые водорастворимые окисляющие агенты, способные экзотермически реагировать в водной фазе с указанным выше азотсодержащими веществами, например, гипохлориты щелочных металлов, соли азотистой кислоты, такие как нитриты калия, натрия и др. В качестве агента, обеспечивающего снижение pH раствора, могут быть использованы различные кислоты (серная, соляная, лимонная, уксусная и др.) и их водные растворы, а также твердые вещества, образующие кислую среду при растворении в воде, например, медный купорос, хлористый алюминий, При обработке пластов с низкой температурой обычно не возникает необходимость увеличения pH раствора. При высоких температурах pH раствора целесообразно увеличить путем добавления в него, например, бикарбоната натрия, кальцинированной соды и др.

Перед закачкой раствора или агента скважину целесообразно остановить, например, для того, чтобы не допустить обратный вынос раствора или агента на поверхность.

Чтобы предотвратить разбавление раствора или агента пластовой водой при обработке водонагнетательных или обводненных скважин из ствола следует удалить воду, например, закачать углеводородную жидкость (нефть, конденсат, дизельное топливо) в объеме, превышающем объем ствола скважины, заполненной водой,
В скважинах с низким уровнем жидкости в стволе целесообразно долить (закачать) углеводородную жидкость в ствол перед закачкой pH-понижающего агента или раствора с тем, чтобы обеспечить повышение температуры и развиваемого давления в зоне реакции.

Введение (закачку) в скважину водного раствора и агента необходимо осуществлять раздельно с тем, чтобы обеспечить ускорение реакции на заданной глубине. Это можно обеспечить последовательной закачкой (с задержкой во времени) раствора и агента, а также закачкой, например, раствора по насосно-компрессорным трубам, а агента по межтрубному пространству. Целесообразно осуществить смешивание агента и раствора в районе интервала перфорации, а не в верхней части ствола, так как эффект в этом случае может отсутствовать.

После приготовления раствора и агента осуществляют их раздельную закачку в скважину, после чего скважину закрывают и через некоторое время (от 5 мнут до нескольких десятков часов) после прохождения реакции скважину пускают в эксплуатацию. При обработке, например, газовой или газоконденсатной скважины ее целесообразно пустить в эксплуатацию практически сразу же после прохождения реакции. Для этого на выкидной линии можно установить разрывную диафрагму. При разрыве диафрагмы в результате прихода ударной волны обеспечивается вынос жидкости из скважины и из пласта, улучшается очистка призабойной зоны, происходит запуск скважины в работу.

Могут быть реализованы различные варианты обработок, отвечающие смыслу и формуле изобретения.

Примеры реализации способа.

Пример 1. Для обработки выбрали скважину глубиной 700 м, дающую безводную нефть вязкостью 60 МПа•с и содержащую 7% парафина и до 9% асфальтосмолистых веществ. Скважина эксплуатировалась штанговым насосом с дебитом 3 т/сут. Пластовая температура составляла 10^oC, размер интервала перфорации 8 м, диаметр эксплуатационной колонны 158 мм.

На основании лабораторных исследований и расчета с помощью математической модели выбрали параметры обработки и провели ее следующим образом. Не останавливая станок-качалку, засыпали в затрубное пространство 5 кг комкового медного купороса. Через 6 ч приготовили и закачали в затрубное пространство 250 л 2,2-молярного раствора хлористого раствора хлористого аммония и нитрита калия (не останавливая при этом скважину), после чего затрубное пространство закрыли. Через 3,5 ч давление на устье в затрубном пространстве выросло на 0,3 МПа, что свидетельствовало о прохождении термохимической реакции. Число качаний станка увеличили и скважина стала работать с дебитом 5-6 т/сутки, эффект продолжался 2 месяца.

Пример 2 (по пп. 2 и 3 формулы). Скважина вскрыла пласт с эффективной толщиной 20 м на глубине 2700 м. Пластовая температура составляла 71^oC. Скважина работала на режиме фонтанирования с дебитом 8т/сутки.

Обработку провели следующим образом.

Приготовили 3,7-молярный раствор нитрита натрия и нитрата аммония, в котором растворили едкий калий, доведя pH раствора до 9,8. По насоснокомпрессорным трубам закачали в пласт 3,0 м³ раствора, при этом в стволе скважины осталось около 200 литров раствора. При попадании раствора на забой приемистость скважины снизилась и продавка раствора в пласт продолжалась более 2 ч и скважину остановили. Через час после закачки раствора в затрубное пространство залили 10 л 8% соляной кислоты. Через 4 ч после заливки кислоты в затрубное пространство закачали еще 500 л раствора. Скважину пустили в эксплуатацию через 6 ч после обнаружения роста давления на устье. В течение первых нескольких часов скважина фонтанировала с дебитом около 500 т/сутки, а затем ее дебит постепенно снизился и стабилизировался на уровне 18-20 т/сутки в течение 3 месяцев. Температура на забое во время реакции превысила 300^oC, а давление 75 МПа, что привело к образованию трещин и повышению проницаемости призабойной зоны.

При попытке осуществить способ по прототипу путем закачки 3,7-молярного раствора нитрита натрия и нитрата аммония, содержащего также 0,2 моля ацетата натрия, 0,00435 моля лимонной кислоты без соляной кислоты при pH раствора около 6,0 реакция раствора произошла в стволе скважины еще до подхода раствора на забой, т.е. способ осуществить не удалось, так как он предусматривает протекание реакции после закачки раствора в пласт.

Пример 5. При проектировании обработки обводненной скважины глубиной 1200 м с низкопористым (пористость 14%) коллектором установили, что реакция термохимических растворов в пористой среде протекает "вяло", не обеспечивает существенно прогрева пласта и повышения давления. Поэтому осуществление реакции в пористой среде признано нецелессообразным. По результатам лабораторных опытов и расчетов установили, что определенный эффект может быть достигнут при осуществлении реакции на забое скважины.

По данным замеров, в остановленной скважине объем воды, заполняющей ствол, составил 2 м³. Из скважины извлекли насос и закачали 6 м³ нефти для задавки воды обратно в пласт и сразу же залили 600 литров 3,7-мольного раствора, рассмотренного в примере 2 через затрубное пространство. Через 1/2 ч после заливки раствора в насоснокомпрессорные трубы залили 30 л концентрированной лимонной кислоты. Башмак насоснокомпрессорных труб был помещен примерно в середине интервала перфорация толщиной 22 м и реакция была инициирована именно в середине интервала перфорации. После регистрации роста давления стравили газ, установили в скважине насос и пустили ее в эксплуатацию. До обработки скважины давала 12 м₃ жидкости в сутки, при обводненности 21% После обработки дебит жидкости вырос до 19 м₃/сутки, а обводненность до 24% (дебит нефти вырос с 8,5 т/сутки до 13 т/сутки).

Пример 4. Скважина эксплуатировала пласт, залегающий на глубине 1200 м, штанговым насосом. Глубина подвески насоса 1150 м, динамический уровень достигал 1100 м.

При обработке скважину остановили и залили 20 литров.

Затем закачали в затрубное пространство 2 м³ солярки и залили 200 литров раствора, рассмотренного в примере 2. Закачка солярки способствовала повышению температуры и давления в зоне реакции, в результате дебит скважины вырос в 1,3 раза.

Источники информации.

1. Патент США N 3747679, кл. E 21 B 43/26, 1973.

2. Патент США N 4078612, кл. E 21 B 43/00, 1978.

3. Авторское свидетельство СССР N 640023, кл. E 21 B 43/24, 1978.

4. Патент РФ N 2023874, кл. E 21 B 43/24, 1994.

5. Патент США N 4219083, кл. E 21 B 21/00, 1980.

6. Патент США N 4330037, кл. E 21 B 43/22, 1982 (прототип).

Изобретение направлено на повышение продуктивности нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Способ осуществляют путем введения в скважину водного раствора, содержащего аммонийные соли органических или неорганических кислот, гипохлориты щелочных металлов, соли азотистой кислоты. Ускорение термохимической реакции обеспечивается введением в скважину медного купороса, хлористого алюминия, кислот, причем введение ускорителя реакции и раствора осуществляется раздельно. В результате обработки температура на забое скважины существенно повышается, что обеспечивает плавление отложений парафина и асфальтосмолистых веществ, а давление достигает десятков МПа, что приводит к образованию в породе трещин и повышению дебитов. 4 з.п. ф-лы.

1. Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта и ствола скважины, включающий введение в скважину водного раствора, содержащего по крайней мере одно водорастворимое вещество, имеющее минимум один атом азота, связанный как минимум с одним атомом водорода, и по крайней мере один агент, способный экзотермически реагировать в водной фазе с указанным азотсодержащим веществом, и последующее ускорение термотехнической реакции, отличающийся тем, что ускорение термотехнической реакции обеспечивают агентом, понижающим величину pH водного раствора при смешивании с ним, причем введение в скважину водного раствора и агента осуществляют раздельно так, чтобы обеспечить их смешивание на заданной глубине и прохождение термохимической реакции по крайней мере части раствора в стволе скважины. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что величину pH водного раствора увеличивают. 3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что перед введением в скважину агента, понижающего величину pH раствора, или водного раствора скважину останавливают. 4. Способ по пп. 1 3, отличающийся тем, что при обработке обводненных или нагнетательных скважин из ствола скважины предварительно удаляют воду. 5. Способ по пп. 1 4, отличающийся тем, что перед введением в скважину агента, понижающего величину pH водного раствора, или водного раствора в скважину закачивают углеводородную жидкость.