СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2001 года по МПК E21B43/24 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки добывающих и нагнетательных скважин.

Цель изобретения - повышение степени прогрева призабойной зоны пласта и удаление из скважин парафиновых и асфальтосмолистых отложений (АСПО), ухудшающих фильтрационные характеристики призабойной зоны.

Известны способы теплового воздействия на призабойную зону скважин путем электропрогрева или закачки в скважину теплоносителей - насыщенного или перегретого пара, горячей воды и т.п. (Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.; Недра, 1974, с. 461-469).

При электропрогреве призабойной зоны недостатком способов является необходимость использования специальных глубинных электронагревателей и извлечения из скважины глубинно-насосного оборудования, что связано с длительным простоем скважины.

При закачке в скважину теплоносителей также требуется применение специального оборудования. Кроме того, большие потери тепла при закачке теплоносителей в скважину и ограниченная глубина (до 1000 м) скважин, в которых может использоваться данный способ, снижают эффективность и область применения данного способа.

Известен способ термохимического воздействия на призабойную зону пласта, заключающийся в размещении в призабойной зоне металлического магния с последующей прокачкой через него раствора соляной кислоты (SU N 640023, кл. E 21 B 43/27, 1977) или размещении в призабойной зоне смеси (в соотношении мас. 2:3) металлического магния и металлического алюминия, а соляную кислоту закачивают совместно с аммиачной селитрой, взятой в стехиометрическом соотношении с продуктами взаимодействия алюминия с соляной кислотой (SU N 1657628 A1, кл. E 21 B 43/24, Бюл. N 23. 1991 г.).

Недостаток данных способов - высокая коррозионная агрессивность соляной кислоты по отношению к нефтепромысловому оборудованию.

Известен способ удаления гидратопарафиновых отложений в скважинах с помощью тепла, выделяемого при термохимической реакции между концентрированным (50-80 мас.%) водным раствором щелочи (КОН или NaOH) и щелочно-реагирующим металлом, например алюминиевой пудрой и/или дюралевой стружкой.

Чтобы исключить вероятность смешения концентрированного водного раствора щелочи с скважинной жидкостью, что отрицательно влияет на эффективность данного способа, а именно, исключить процессы самоэмульгирования нефти в концентрированном щелочном растворе или разбавления данного раствора пластовой водой, предложено устройство, выполненное в виде контейнера, корпус которого изготовлен из щелочно-реагирующего материала, в который заливается концентрированный раствор щелочи (SU 1810495 A1, кл. E 21 B 37/06, опубл. Бюл. N 15, 1993 г.).

Недостатки способа - необходимость применения специальных подвешенных на тяговом тросе контейнеров с термореагирующим составом, сравнительно небольшие (не более 10 л) разовые объемы составов, опускаемых в скважину, и, соответственно, невысокие тепловые эффекты, получаемые при реагировании указанных термореагирующих составов.

Известен способ термохимической обработки пласта, основанный на экзотермическом взаимодействии минеральных солей гидразина или гидроксиламина (хлориды, нитраты, сульфаты) с нитритом натрия или калия. Указанные реагенты закачивают в скважину совместно в виде суспензии в углеводородной жидкости (обезвоженной нефти, газовом конденсате и т.д.). Поскольку данные реагенты в углеводородных жидкостях не растворяются, то они в процессе смешения и закачки не реагируют между собой.

При контакте углеводородной суспензии реагентов на забое скважины или в пласте с водой происходит переход реагентов из углеводородной фазы в водную фазу, где они растворяются и вступают в экзотермическую реакцию между собой (SU 1816854 A1, кл. E 21 В 43/27, опубл. Бюл. N 19 1993 г.).

Недостаток способа - термохимическая реакция минеральных солей гидразина или гидроксиламина с нитритом натрия или калия не поддается регулированию, поскольку процессы перехода и растворения кристаллических солей данных веществ из углеводородной фазы в воду растянуты во времени и зависят от наличия на забое скважины и в пласте воды и эффективности смешения углеводородной дисперсии реагентов с водной фазой. Кроме того, взрывоопасные свойства и высокая токсичность минеральных солей гидразина и гидроксиламина требуют от технического персонала соблюдения особой техники безопасности при работе с данными веществами.

Известна самогенерирующая пенная система для освоения скважины, содержащая (мас. %) мочевину (0,9 - 10,8), нитриты щелочных или щелочноземельных металлов (2,1-25,2), кислоту соляную или серную (5,0- 15,0), поверхностно-активное вещество - первоцелл (0,3-1,0), остальное вода (SU N 1035201 A, кл. E 21 B 43/25, опубл. Бюл. N 30, 1983 г.).

Недостатком данной системы являются ее многокомпонентность и сравнительно низкая (около 60^oC) теплота реакции, в результате использования недонасыщенных водных растворов термореагирующих компонентов, а также применение в качестве одного из компонентов соляной или серной кислоты, вызывающих кислотную коррозию нефтепромыслового оборудования.

Кроме того, при закачке в скважину отдельных составляющих данной системы возможно их разбавление пластовой водой, что отрицательно влияет на эффективность применения данной системы.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ термохимической обработки пласта, включающий закачку в пласт максимально возможных (насыщенных) водных растворов карбамида, нитрита натрия и кислоты, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки за счет предотвращения кислотной коррозии нефтепромыслового оборудования и закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, в качестве кислоты используют азотную кислоту в неактивной форме в виде ее комплексов с карбамидом, при этом комплекс получают предварительным смешением азотной кислоты и карбамида на поверхности (SU N 1739014 A1, кл. E 21 B 43/27, 43/24, опубл. Бюл. N 21, 1992 г.).

Недостатком данного способа является применение концентрированной азотной кислоты. Доставка данного, чрезвычайно опасного и агрессивного реагента до скважины и подача его в скважину вместе с концентрированным водным раствором карбамида требуют применения специального оборудования и средств защиты обслуживающего персонала. Кроме того, более половины применяемого карбамида тратится не на получение тепла в процессе химической реакции смешиваемых реагентов, а на нейтрализацию коррозионной активности закачивемой в скважину азотной кислоты путем ее связывания в неактивную, малорастворимую в воде комплексную соль азотнокислого карбамида. При этом, чтобы избежать преждевременного взаимодействия азотнокислого карбамида и нитрита натрия и предотвратить разбавление насыщенного водного раствора нитрита натрия продавочной пресной водой, в скважину, в качестве разделяющей (буферной) жидкости, закачивают значительные объемы нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности способа термохимической обработки призабойной зоны пласта.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе термохимической обработки призабойной зоны пласта применяемые насыщенные водные растворы карбамида, нитрита натрия и соляной кислоты закачивают в скважину последовательно в виде двух концентрированных (65-70 об.%) агрегативно и кинетически устойчивых эмульсий обратного типа. Причем для приготовления одной эмульсии в качестве внутренней (дисперсной) фазы применяют смесь химически не реагирующих между собой насыщенных водных растворов карбамида и нитрита натрия (плотность смеси 1250 кг/м³), а для приготовления другой концентрированной обратной эмульсии в качестве дисперсной фазы применяют соляную кислоту плотностью 1190 кг/м³, т.е кислоту с максимальным (выпускаемой промышленностью) 31%-ным содержанием HCl.

В качестве внешней (дисперсионной) среды в том и другом случае применяют смесь маловязкого углеводородного растворителя, например керосиногазойлевую фракцию нефтяных углеводородов (ТУ 38.101.928-82), и тяжелого (плотность 1550-1560 кг/м³) растворителя - АПК (ТУ 21122-199-005-76-3468-94), взятых в соотношении объемов, при которых плотность образуемой углеводородной смеси (дисперсионной среды) равна плотности дисперсной фазы. При таких условиях образуемая обратная эмульсия обладает наибольшей кинетической устойчивостью, т.е. при длительном отстаивании не подвергается расслоению.

В качестве вещества - стабилизатора обратных эмульсий применяют реагент для добычи нефти - РДН (ТУ 2458-001-211660-06-97), представляющий собой концентрат асфальтосмолистых и металло-порфириновых компонентов нефти, являющихся, как известно (Г.Н. Позднышев - Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М. "Недра", 1982, 221 с.), высокоэффективными природными стабилизаторами эмульсий обратного типа.

В зависимости от специфических свойств смешиваемых фаз расход реагента РДН, обеспечивающего при эмульгировании фаз образование концентрированной (65-70 об.%) обратной эмульсии с высокой степенью агрегативной устойчивости, в расчете на дисперсионную среду в которой предварительно растворяют РДН, колеблется в пределах 0,5-10 мас.%.

В отдельности каждая из приготовленных обратных эмульсий обладает высокой, практически неограниченной во времени, агрегативной и кинетической устойчивостью. Однако при смешивании в призабойной зоне пласта данных эмульсий происходит их самопроизвольное, без добавления каких-либо деэмульгаторов, разрушение с интенсивным протеканием термохимической реакции между карбамидом, нитритом натрия и соляной кислотой по следующему химическому уравнению:
2NaNO₂ + 2HCl + CO (NH₂)₂ ---- 2NaCl + 2N₂ + CO₂ + 3H₂O + Q,
где Q - тепловой эффект реакции, рассчитываемый по закону Гесса.

Пример. Если в призабойную зону пласта путем продавливания пресной водой вначале закачать 1 м³ обратной (65%) эмульсии, содержащей в качестве дисперсной фазы 0,195 м³ насыщенного (45,3 мас.%) водного раствора нитрита натрия и 0,427 м³ насыщенного (51,2 мас.%) водного раствора карбамида, а затем, также с помощью продавки пресной водой, закачать 0,6 м³ обратной (65%) эмульсии, содержащей в качестве дисперсной фазы 0,4 м³ концентрированной (31 мас. %) соляной кислоты, то в результате самопроизвольного разрушения этих эмульсий в призабойной зоне пласта выделится около 0,6 м³ смеси керосиногазойлевой фракции и АПК - эффективного растворителя АСПО, а прирост температуры в результате термохимической реакции между соляной кислотой, нитритом натрия и карбамидом составит порядка 330^oC. При такой температуре и интенсивном выделении газообразных компонентов в присутствии эффективного растворителя АСПО значительно ускоряются процессы очистки и прогрева призабойной зоны пласта.

На практике предлагаемый термохимический способ обработки призабойной зоны пласта реализуется следующим образом.

Вначале через насосно-компрессорные трубы (НКТ) при открытом затрубном пространстве или через затрубное пространство при открытой задвижке на НКТ путем продавки пресной водой на забой скважины закачивают расчетный объем эмульсии обратного типа, дисперсная фаза которой представлена смесью насыщенных водных растворов карбамида и нитрита натрия. Затем, без применения какого-либо нефтяного разделителя, в скважину закачивают и продавливают пресной водой до забоя расчетный объем обратной эмульсии, в которой дисперсной фазой является концентрированная (31%) соляная кислота.

Учитывая, что концентрированная соляная кислота, находящаяся в виде агрегативно устойчивой эмульсии обратного типа в керосиногазойлевой фракции, представляет собой химически и коррозионно неактивную систему, то при доставке и закачке такой системы не требуется применение специального кислотостойкого емкостного оборудования и насосных агрегатов.

После продавливания пресной водой на забой скважины кислотосодержащей обратной эмульсии скважину оставляют в закрытом состоянии на реагирование и прогрев призабойной зоны пласта в течение 8-12 ч. После этого скважину осваивают и пускают в эксплуатацию.

Как следует из таблицы, предлагаемый термохимичесий способ обработки призабойной зоны пласта, в сравнении с известным способом, взятым за прототип, обладает более высоким (1,3-2 раза) приростом температуры реакции и объемом выделяемых газообразных компонентов.

Используемые в предлагаемом способе насыщенные водные растворы карбамида, нитрита натрия и соляной кислоты в виде концентрированных (65-70 об.%) эмульсий обратного типа (приготавливаемых отдельно и поставляемых на скважину автобойлерами) не обладают токсичными и коррозионно-активными свойствами, а выделяющаяся при разрушении обратных эмульсий углеводородная смесь АПК и керосиногазойлевой фракции, являясь эффективным растворителем АСПО, также способствует повышению эффективности предложенного способа термохимической обработки призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимической обработки добывающих и нагнетательных скважин. Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает последовательную закачку в призабойную зону пласта насыщенных водных растворов карбамида, нитрита натрия и соляной кислоты в виде двух концентрированных (65-70 об.%) кинематически и агрегативно устойчивых эмульсий обратного типа, дисперсная фаза одной из которых представлена смесью насыщенных водных растворов карбамида и нитрита натрия плотностью 1250 кг/м³, а другая в качестве дисперсной фазы содержит концентрированную 31% соляную кислоту плотностью 1190 кг/м³. Для приготовления обратных эмульсий, обладающих высокой кинематической и агрегативной устойчивостью, в качестве дисперсионной среды применяют смесь керосиногазойлевой фракции нефтяных углеводородов (ТУ 38.101.928-82) и тяжелого растворителя - АПК (ТУ 2122-199-005-76-3468-94), а в качестве стабилизатора обратной эмульсии - реагент для добычи нефти - РДН (ТУ 2458-001-21660-06-97) в количестве 0,5-10 мас.%, в расчете на дисперсионную среду в которой предварительно растворяют данный реагент. При смешении на забое скважины данных эмульсий происходит их самопроизвольное разрушение с выделением значительного количества тепла, газообразных компонентов и смеси углеводородных нефтяных растворителей и АПК. Технический результат: повышение степени прогрева призабойной зоны, удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений, улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт насыщенных водных растворов карбамида, нитрита натрия и концентрированной кислоты, отличающийся тем, что в качестве концентрированной кислоты используют соляную, указанные реагенты закачивают в скважину последовательно в виде двух концентрированных, 65 - 70% кинетически и агрегативно устойчивых эмульсий обратного типа, где дисперсная фаза одной эмульсии состоит из смеси насыщенных водных растворов карбамида и нитрита натрия плотностью 1250 кг/м³, а другая в качестве дисперсной фазы содержит концентрированную 31% соляную кислоту плотностью 1190 кг/м³. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что высокая кинетическая и агрегативная устойчивость эмульсий обратного типа достигается тем, что в качестве дисперсионной среды используют смесь керосиногазойлевой фракции и тяжелого растворителя АПК в соотношении объемов, при которых плотность образуемой смеси - дисперсионной среды достигает значения плотности дисперсной фазы, а в качестве стабилизатора обратных эмульсий используют реагент для добычи нефти - РДН в количестве 0,5 - 10 мас.%, в расчете на дисперсионную среду, в которой предварительно растворяют данный реагент. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в скважину в призабойную зону вначале закачивают расчетный объем эмульсии обратного типа, дисперсная фаза которой представлена смесью насыщенных водных растворов карбамида и нитрита натрия, а затем закачивают эмульсию обратного типа, дисперсная фаза которой представлена концентрированной соляной кислотой.