Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления Российский патент 2022 года по МПК E21B43/24 C09K8/592 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности - к способу и составу для термогазохимической обработки призабойной и удаленной зоны пласта с тяжелой и высоковязкой нефтью. Способ и состав применимы для горизонтальных или имеющих наклонный участок многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции добывающих и нагнетающих.

Прежде всего, изобретение может быть использовано в условиях нормальных и низких пластовых температур, для уменьшения вязкости нефти, также может использоваться в условиях нормальных и низких пластовых давлений, для повышения проницаемости призабойной и удаленных зон продуктивного пласта путем создания дополнительных трещин и каверн. Помимо вышеуказанного, изобретение может быть использовано для активации или возобновления нефтяных скважин, продуктивность которых снижена из-за парафино-гидратных и асфальтено-смолистых отложений, загрязняющих фильтрационные каналы.

Далее в тексте заявителем приведена расшифровка терминов, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.

НКТ - насосно-компрессорная труба.

БР - бинарный раствор, состоящий из смеси водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры).

ИР - инициирующий раствор - водный раствор инициирующего реагента.

ТС - термогазохимический состав.

Легкая нефть - под указанным термином в контексте настоящего описания заявитель понимает нефть с плотностью не более 0,92 г/см³.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлены аналоги заявленного технического решения.

Так, известны изобретения по патентам РФ, являющиеся аналогами по отношению к способу.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2580330 «Способ разработки нефтяного пласта», сущностью является способ разработки нефтяного пласта, состоящий в закачке вытесняющего агента через скважину в пласт и отборе пластовой нефти из скважины, отличающийся тем, что в зоне пласта, который выклинивается или замещается на не нефтенасыщенную породу, скважину проводят вертикально через нефтяной пласт, продолжают скважину под пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через пласт вертикально и в обратном направлении, то есть снизу вверх, построенную таким образом скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в местах пересечения скважины с пластом, освоение скважины осуществляют последовательно - на первом этапе осваивают отдаленную зону, а затем - ближнюю зону первого пересечения скважиной нефтяного пласта, комплектуют скважину двумя колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, первую из которых доводят до подошвы пласта в зоне второго - отдаленного пересечения скважины с пластом и пакеруют в обсадной колонне ниже пласта, а вторую колонну НКТ комплектуют глубинным насосом, спускают его в скважину на необходимую глубину над пластом в зоне его первого пересечения, разработку пласта ведут закачкой в пласт вытесняющего агента, в частности воды, через первую колонну НКТ, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны НКТ.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту РФ № 2594027 «Способ скважинной разработки участка нефтяного пласта», сущностью является способ скважинной разработки участка нефтяного пласта, состоящий из закачки в пласт вытесняющего агента и отбора пластовой нефти, отличающийся тем, что строят скважину, в которой горизонтальная часть обсадной колонны расположена непосредственно в участке нефтяного пласта с однородными свойствами и имеет С-образный вид, где последовательно первый и третий участки обсадной колонны имеют одинаковую длину и необходимую плотность перфорационных отверстий и расположены параллельно друг другу, а второй участок их соединяет в единую обсадную колонну, причем пространство между обсадной колонной второго участка и горной породой пласта заполняют цементным раствором, в скважину спускают колонну насосно-компрессорных - НКТ или колтюбинговых труб до границы второго и третьего участков обсадной колонны, а кольцевое пространство в этой граничной зоне между обсадной колонной и данной колонной труб герметизируют с помощью пакера, на участке нефтяного пласта организуют плоско-параллельную фильтрацию вытесняющего агента и пластовой нефти путем закачки вытесняющего агента в пласт с помощью колонны НКТ или колтюбинговых труб через перфорационные отверстия конечного - третьего горизонтального участка обсадной колонны, а отбор нефти из пласта производят через перфорационные отверстия первого горизонтального участка обсадной колонны с помощью фонтанной или механизированной эксплуатации скважины, при которых подъем нефти до устья осуществляют по кольцевому - межтрубному пространству скважины, причем для организации наблюдения в режиме реального времени за закачкой вытесняющего агента и отбором пластовой нефти скважину в зонах первого и третьего участков обсадной колонны оборудуют датчиками давления и температуры.

Известно изобретение по патенту РФ № 2646902 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти», сущностью является способ разработки залежи высоковязкой нефти, заключающийся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, отличающийся тем, что по длине полосообразного элемента (ПЭ) нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления, причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента, а разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу.

Описанные выше известные изобретения объединены тем, что используют многофункциональные скважины, где в одной обсадной колонне расположены рядом по отношению друг к другу две трубы, одна для подачи вытесняющего агента и/или теплоносителя в виде пара, а вытесняемый флюид добывается по другой трубе.

Недостатками описанных выше изобретений по патентам РФ № 2580330, № 2594027 и № 2646902 являются:

- высокие энергозатраты на нагрев перегретого пара;

- потери тепла при прохождении пара по стволу скважины;

- негативное влияние на работу погружных насосов при прохождении пара, что приводит к их перегреву и выходу из строя.

Известно изобретение по патенту РФ № 2637259 «Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта», являющееся аналогом по отношению к способу и по отношению к составу. Сущностью является термогазохимический бинарный состав для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, содержащий эквимолярные растворы аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, отличающийся тем, что в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт. Способ для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий закачку в пласт термогазохимического бинарного состава - растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, отличающийся тем, что смешение растворов аммонийных солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором производят в режиме интенсивного перемешивания до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт, а в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт.

Недостатком известного технического решения по отношению к способу является то, что:

добыча ведется периодически, сначала закачка термогазохимического бинарного состава, с последующим подъемом НКТ и затем спуском насосного оборудования, максимально возможная откачка и затем остановка и потом спускоподъемные операции повторяются с закачкой новой порции термогазохимического бинарного состава;

нет возможности производить добычу высоковязкой нефти с наклонных и горизонтальных скважин;

нет возможности менять зону перфорации (вскрытую зону) для откачки флюида и закачки бинарного состава не поднимая на поверхность насос;

снижение концентрации бинарного состава в результате разбавления БС в стволе скважины водой.

Недостатком известного технического решения по отношению к составу является то, что:

- сложно реализуемый температурный диапазон приготовления инициирующих добавок;

- невозможность применения в «холодных» пластах вследствие кристаллизации известного состава и выпадения осадка.

Из исследованного уровня техники выявлена статья «Численное моделирование тепловых эффектов при обработке скважин растворами бинарных смесей» [УДК 622.236; 622.276.6, Варавва А. И., Вершинин В. Е. © Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2017. №6] [http://ogbus.ru/files/ogbus/issues/6_2017/ogbus_6_2017_p20-34_VaravvaAI_ru.pdf]. Сущностью являются вопросы эффективности метода повышения продуктивности скважин при их обработке водными растворами бинарных смесей. После закачки раствора в пласт инициируется экзотермическая реакция взаимодействия между компонентами бинарной смеси, сопровождающаяся выделением газов. Воздействие на призабойную зону нефтяных скважин разогретых продуктов химической реакции является комбинированным и сводится к трем явлениям: разогреву породы и находящейся в ней нефти; очистке призабойной зоны от парафинов, смол и кольматирующих отложений; расширению системы естественных трещин и появлению искусственных трещин. В результате обработки возле скважины формируются две области: повышенной проводимости и повышенной температуры, где снижается вязкость нефти. Размеры областей могут не совпадать. Каждая область вносит свой вклад в увеличение продуктивности скважины. В работе методами математического и численного моделирования исследуются процессы теплового воздействия продуктов химической реакции на пласт и оценивается прирост дебита скважины за счет снижения вязкости нефти. Предложена математическая модель процесса реагирования компонентов бинарной смеси, их фильтрации и влияния на пластовую систему. Приведены результаты численного моделирования процесса реагирования бинарной смеси и последующей добычи нефти из прогретого пласта. Получены оценки роста температуры и размеров области прогрева при протекании экзотермической химической реакции в поровом пространстве, а также ожидаемого прироста добычи нефти и продолжительности эффекта. Исследованы случаи различных концентраций солей бинарной системы. Показана высокая экономическая эффективность метода по тепловым эффектам прироста добычи. Известное техническое решение использовано заявителем в качестве математической модели для подбора рецептуры заявленного состава.

Недостатком известного технического решения является использование высокой концентрации бинарного раствора, что может привести к выпадению осадка.

Известно изобретение по патенту РФ № 2639003 «Способ добычи высоковязкой нефти». Сущностью является способ добычи высоковязкой нефти из скважины, включающий оборудование скважины обсадной трубой с двумя вскрытыми зонами на горизонтальном или наклонном участке, спуск в обсадную трубу нижней колонны насосно-компрессорных труб с термостойким пакером до занятия им положения между вскрытыми зонами, спуск погружного насоса на верхней колонне насосно-компрессорных труб до первой вскрытой зоны, циклическую закачку теплоносителя по нижней колонне насосно-компрессорных труб и подъем водонефтяной эмульсии погружным насосом на поверхность, отличающийся тем, что перед спуском нижнюю колонну насосно-компрессорных труб с термостойким пакером присоединяют верхним концом к байпасной трубе, смонтированной на погружном насосе, и вместе спускают их на верхней колонне насосно-компрессорных труб, в которую по завершении спуска вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу, для закачки теплоноситель в нижнюю колонну насосно-компрессорных труб доставляют по кольцевому зазору и байпасной трубе, а подъем водонефтяной эмульсии на поверхность осуществляют по дополнительной трубе, гидравлически связанной с выкидом насоса.

Недостатками известного технического решения является:

- дополнительные энергозатраты на нагрев теплоносителя вследствие того, что при закачке теплоносителя (пара или горячий воды) с поверхности в скважину во время движения к зоне перфорации (вскрытой зоне) теплоноситель теряет свою температуру;

- необходимость устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя, так как насосу необходим теплоотвод при работе;

- недостаточно разогретая добываемая нефть оседает на стенках НКТ, во время движения к поверхности, в виде парафиновых отложений, которые со временем затрудняют работу насоса.

Известно изобретение по патенту РФ № 2748098 «Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления». Сущностью является способ добычи высоковязкой нефти, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают ее обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединенные между собой нагнетательной перфорированной трубой, соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, и вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце который крепят тройник; затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре, далее производят закачку бинарного состава, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее бинарный состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчетное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее разогретая водонефтяная эмульсия поступает через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения жидкотекучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку продуктивного пласта проводят с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами, но не более расстояния между верхним термостойким пакером и разделительным термостойким пакером. Устройство для осуществления способа по п.1 и п.2, состоящее из нижней колонны, нижнего термостойкого пакера, верхнего термостойкого пакера, опоры, погружного насоса, байпасной трубы, тройника, верхней колонны, дополнительной трубы, герметизирующего элемента, перфорированной трубы отбора флюида, разделительного термостойкого пакера, встроенного настраиваемого клапана, нагнетательной перфорированной трубы, при этом нижний термостойкий пакер соединен с нагнетательной перфорированной трубой; нагнетательная перфорированная труба соединена с верхним термостойким пакером; верхний термостойкий пакер соединен с нижней колонной таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости из опоры в нагнетательную перфорированную трубу; нижняя колонна соединена с опорой; верхний термостойкий пакер соединен с перфорированной трубой отбора флюида таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости через отверствие в опоре, в которой установлен встроенный настраиваемый клапан; на перфорированной трубе отбора флюида сверху установлен разделительный термостойкий пакер; к встроенному настраиваемому клапану присоединен погружной насос, при этом погружной насос с другой стороны соединен с тройником таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом; при этом герметизирующий элемент далее соединен с дополнительной трубой с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность; при этом паралелльно погружному насосу установлена байпасная труба, которая соединяет опору с тройником таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны в нижнюю колонну.

Недостатками известного технического решения по сравнению с заявленным техническим решением являются:

недостаточное время от начала закачки БС до начала реакции за счет использования бинарного состава вместо термогазохимического состава, что влечет за собой меньший охват зоны обработки;

пониженная нефтеотдача за счет того, что при снижении дебита вновь закачивают бинарный состав вместо термогазохимического состава в заявленном техническом решении;

дополнительные энергозатраты и материальные затраты на установку оборудования за счет того, что проводят предварительный прогрев продуктивного пласта;

снижение концентрации закаченного БС, за счет того, что продавливают водой, а не легкой нефтью, как в заявленном техническом решении;

невозможность контроля качества смешения компонентов БС с активатором ввиду того, что смешение происходит непосредственно в скважине в процессе движения по стволу НКТ.

Техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков аналогов по отношению к способу и аналогов по отношению к составу, а именно:

1 - увеличение времени от начала закачки ТС до начала реакции за счет использования ТС вместо БС, что влечет за собой увеличение охвата зоны обработки;

2 - повышенная нефтеотдача за счет того, что при снижении дебита вновь закачивают ТС вместо БС, что увеличивает зону охвата;

3 - снижение энергозатрат и материальных затрат за счет отсутствия оборудования для предварительного прогрева продуктивного пласта;

4 - сохранение концентрации закаченного ТС, за счет того, что продавливают легкой нефтью, а не водой;

5 - легко реализуемый температурный диапазон приготовления заявленного ТС;

6 - возможность применения заявленного ТС в «холодных» пластах вследствие отсутствия ТС кристаллизации и выпадения осадка;

7 - возможность контроля качества смешения компонентов ТС ввиду того, что смешение происходит на поверхности перед закачкой в скважину.

Сущностью заявленного технического решения является термогазохимический состав для добычи высоковязкой нефти, состоящий из, мас. %: нитрит натрия - 27,8, нитрат аммония - 32,2, сульфат меди - 0,12, вода - остальное. Способ добычи высоковязкой нефти, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают ее обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединенные между собой нагнетательной перфорированной трубой, соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, и вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого накручивают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце который крепят тройник; затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре, далее производят закачку термогазохимического состава по п. 1, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее термогазохимический состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают легкой нефтью, выдерживают время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее разогретая водонефтяная эмульсия поступает через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают термогазохимический состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1, Фиг. 2.

На Фиг. 1 представлено устройство, на котором осуществляется заявленный способ, где 1 - обсадная труба, 2 - первая вскрытая зона, 3 - вторая вскрытая зона, 4 - нижняя колонна НКТ, 5н - нижний термостойкий пакер, 5в - верхний термостойкий пакер, 6 - опора, 7 - выкид погружного насоса, 8 - байпасная труба, 9 - тройник, 10 - верхняя колонна, 11 - кольцевой зазор, 12 - дополнительная труба, 13 - герметизирующий элемент, 14 - межтрубное пространство, 15 - перфорированная труба отбора флюида, 16 - разделительный термостойкий пакер, 17 - специально встроенный настраиваемый клапан,

18 - нагнетательная перфорированная труба.

На Фиг. 2 представлены результаты получения заявленного термогазохимического состава с четырьмя повторами, где:

2а - приведен график зависимости температуры от времени, где по оси Х

приведено время (ч:мм:сс), по оси Y приведена температура, °С.

2б - приведен график зависимости давления от времени, где по оси Х приведено время (ч:мм:сс), по оси Y приведено давление, атм.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Заявленная группа изобретений состоит из способа и термогазохимического состава, которые далее описаны более подробно.

Заявленный способ осуществляют на известном устройстве, описанном в патенте РФ № 2748098 «Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления» (Фиг.1).

Известное устройство для реализации заявленного способа состоит из нижней колонны НКТ 4, нижнего термостойкого пакера 5н, верхнего термостойкого пакера 5в, опоры 6, погружного насоса 7, байпасной трубы 8, тройника 9, верхней колонны НКТ 10, дополнительной трубы 12, герметизирующего элемента 13, перфорированной трубы для отбора флюида 15, разделительный термостойкого пакера 16, специально встроенного настраиваемого клапана 17, нагнетательная перфорированной трубы 18. Все составные части известного устройства соединены между собой сборочными операциями, например, свинчиванием. При этом нижний термостойкий пакер 5н соединен с нагнетательной перфорированной трубой 18; нагнетательная перфорированная труба 18 соединена с верхним термостойким пакером 5в; пакер 5 в соединен с нижней колонной НКТ 4 таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости из опоры 6 в нагнетательную перфорированную трубу 18; нижняя колонна НКТ 4 соединена с опорой 6; пакер 5в соединен с перфорированной трубой отбора флюида 15 таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости через отверствие в опоре 6, в которой установлен специально встроенный настраиваемый клапан 17; на перфорированной трубе отбора флюида 15 сверху установлен разделительный термостойкий пакер 16; к специальному встроенному настраиваемому клапану 17 присоединен погружной насос 7, при этом погружной насос 7 с другой стороны соединен с тройником 9 таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом 13; при этом герметизирующий элемент 13 далее соединен с дополнительной трубой 12 с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность; при этом паралелльно погружному насосу 7 установлена байпасная труба 8, которая соединяет опору 6 с тройником 9 таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны НКТ 10 в нижнюю колонны НКТ 4.

Далее заявителем приведено описание заявленного термогазохимического состава.

Заявленный состав для реализации заявленного способа добычи высоковязкой нефти состоит из:

- водного раствора двух неорганических солей (бинарного раствора): нитрита натрия и нитрата аммония с суммарной концентрацией 60%, где концентрация нитрита натрия составляет 27,8 мас.%, нитрата аммония - 32,2 мас.%;

- инициирующей добавки, представляющей водный раствор сульфата меди с установленной концентрацией 0,12 % по отношению к общей массе ТС.

Таким образом, заявленный термогазохимический состав состоит из, мас.%:

нитрит натрия 27,8

нитрат аммония 32,2

сульфат меди 0,12

вода остальное.

При этом заявитель поясняет, что концентрация сульфата меди установлена опытным путем для обеспечения условия реализации двухчасовой задержки начала термогазохимической реакции. Установлено, что реализация задержки термогазохимической реакции на срок около 2-х часов возможна при массовом соотношении сухой порошок сульфата меди : сухие бинарные нитрит натрия и нитрат аммония = 1 : 500.

Реализация задержки начала термогазохимической реакции необходима для увеличения охвата зоны обработки, а также для возможности отсрочки начала закачки для выполнения дополнительных подготовительных работ.

Далее заявителем приведены сведения об используемых компонентах заявленного термогазохимического состава.

Нитрит натрия является товарным продуктом, например, по ГОСТ 19906-74.

Нитрат аммония (аммиачная селитра) является товарным продуктом, по ГОСТ 2-2013.

Сульфат меди (купорос медный) является товарным продуктом, например, по

ГОСТ 19347-2014.

Далее заявителем приведено описание способа приготовления заявленного термогазохимического состава.

1 этап. Приготовление инициирующего раствора.

Для регистрации термобарических характеристик термогазохимического состава его получение проводят в реакторе высокого давления Parr HP, регистрация температуры и давления реакции осуществляют с частотой ½ секунды. Начальное давление в реакторе задано равным 50 атм. При этом заявитель поясняет, что начальное давление может быть установлено любое, в зависимости от заданных начальных пластовых условий.

В реактор высокого давления помещают 0,12 вес.ч. (например, 0,12 г) сухого порошка сульфата меди и 0,6 вес.ч. (например, 0,6 г) воды дистиллированной, перемешивают до полного растворения при температуре 20 °С. Получают 0,72 вес.ч. (например, 0,72 г) инициирующего раствора.

2 этап. Приготовление бинарного раствора.

Берут 27,8 вес.ч. (например, 27,8 г) нитрата аммония, растворяют в 40 вес.ч. (например, в 40 г) воды дистиллированной при температуре 20 °С. Растворение нитрата аммония происходит с понижением температуры.

Далее к охлажденному раствору нитрата аммония добавляют 32,2 вес.ч. (например, 32,2 г) нитрита натрия и перемешивают до полного растворения.

Получают 100 вес.ч. (например, 100 г) бинарного раствора.

3 этап. Приготовление термогазохимического состава.

К 100 вес.ч. (например, 100 г) охлажденной бинарной смеси, полученной на 2 этапе, добавляют 0,72 вес.ч. (например, 0,72 г) инициирующего раствора, полученного на 1 этапе, перемешивают до получения однородного раствора.

При этом фиксируют термобарические характеристики - время, температуру и давление. Регистрацию термобарических характеристик осуществляют до момента начала устойчивого спада температуры и давления, после так называемого «пика» реакции - характерного быстрорастущего подъема температуры и давления. По прохождении «пика» реакции наблюдается спад значений термобарических характеристик.

Получают заявленный термогазохимический состав.

Результаты экспериментов с заявленным термогазохимическом составом с четырьмя повторами приведены на графиках на Фиг.2.

Из данных, приведенных на графике 2а, видно, что максимальное значение температуры термогазохимической реакции достигается (самое меньшее значение отсрочки начала реакции) через 1 час 58 мин. Самое продолжительное время составило 2 часа 33 минуты.

Из данных, приведенных на графике 2б, видно что максимальное значение давления термогазохимической реакции достигается (самое меньшее значение отсрочки начала реакции) через 1 час 58 минут. Самое продолжительное время составило 2 часа 33 минуты.

Далее заявителем приведено описание заявленного способа (Фиг.1).

Сначала собирают устройство для осуществления заявленного способа аналогично описанному в патенте РФ № 2748098 «Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления», а именно: скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны 2 и 3 соответственно, затем в скважину спускают нижний 5н и верхний 5в термостойкие пакеры, соединенные между собой нагнетательной перфорированной трубой 18, соединяют нижнюю колонну НКТ 4, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер 16, ограничивающий межтрубное пространство 14, и вворачивают опору 6 со специально встроенным настраиваемым клапаном 17 в перфорированную трубу отбора флюида 15, соединяют погружной насос 7 и вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну НКТ 10 и до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующим элементом 13, на конце который крепят тройник 9.

По завершении монтажа устройства и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, объединяющих межтрубное пространство между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4, заканчивается нагнетательной перфорированной трубой 18 с пакером 5н на конце и выходом во вторую вскрытую зону 3. Другая линия соединяет первую вскрытую зону 2 межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной трубой отбора флюида 15 и обсадной трубой 1 через специально разработанной настраиваемый клапан 17 и погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют технической или пластовой водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером 16 и специально встроенным настраиваемым клапаном 17 в опоре 6, что необходимо для охлаждения двигателя погружного насоса 7 при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.

Далее производят закачку или циклическую закачку с поверхности заявленного термогазохимического состава (ТС) (стрелки с не закрашенным наконечником на Фиг.1), который (ТС) по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. ТС через вскрытую зону 2 или 3 попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают легкой нефтью, выдерживают расчетное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту.

Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клапан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают ТС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

По мнению заявителя, закачка «холодного» (температуры окружающей среды на поверхности) ТС решает проблему потери тепла при транспортировке его до призабойной зоны пласта. Термогазохимический состав, состоящий из бинарного раствора и инициирующего раствора, закачивают без дальнейшей закачки катализатора, при этом инициирующий раствор через 2 часа с момента смешивания с бинарным раствором, активирует реакцию, в ходе которой выделяется тепло (200 - 350 °С) и происходит рост давления до 50-100 атм. Следом для промывки ствола НКТ закачивается небольшое расчетное количество легкой нефти. Закачка термогазохимического состава с просчитанным временем начала химической реакции протекает с выделением большого количества тепла и газообразных продуктов реакции, которые легко проникают в продуктивный пласт и разогревают высоковязкую нефть, делая ее более легкой. Известно, что 1 кг бинарного состава (нитрит натрия и нитрат аммония) в пересчете на сухое вещество образует 2 241 кДж тепла [УДК 622.276.65, Михайлов А. В., Пчела К. В. Экспозиция Нефть Газ. 2020. №6. С. 56-61.] [https://cyberleninka.ru/perspektivy-razrabotki-tehnologii-termohimicheskogo-vozdeystviya-na-prizaboynuyu-zonu-plasta-skvazhin-dlya-intensifikatsii-dobychi/viewer]. Разогретая высоковязкая нефть стекает в зону перфорационных отверстий, из-за разности давлений срабатывает специально встроенный настраиваемый клапан, открывая проход жидкости к фильтру насоса, и далее флюид поднимается на поверхность земли погружным насосным оборудованием, расположенным в нижней части колонны насосно-компрессорных труб. Разогретая до 200-350 °С нефть не успевает остыть до температуры выпадения парафина и тем самым облегчает работу погружного насосного оборудования и транспортировку до емкости сбора готового продукта. Залитая с наружной поверхности погружного насоса техническая или пластовая вода решает проблему теплосъема с поверхности двигателя и не требует дорогостоящей теплоизоляции.

При необходимости вода для охлаждения может циркулировать и подаваться с поверхности по кабелю подачи электропитания к установке электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) с дополнительной импульсной трубкой производства, например, ООО «Инкомп-Нефть».

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения (Фиг.1).

Пример 1. Обработка продуктивного пласта с ограниченным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами.

Скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном или наклонном участке вскрытые зоны 2 и 3 (первую и вторую, но может быть больше). Затем в скважину опускают нижнюю нагнетательную перфорированную колонну 18 с нижнем термостойким пакером 5н на конце, затем вешают верхний пакер 5в, далее присоединяют нижнюю колонну НКТ 4 (длину выбирают в зависимости от расстояния до (крайней) второй зоны вскрытия 3 на обсадной трубе 1). Поверх НКТ 4 надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15 большего диаметра, сверху устанавливают разделительный термостойкий пакер 16. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 вворачивают в опору 6 с специально встроенным настраиваемым клапаном 17, смонтированную снизу погружного насоса 7. Вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого наворачивают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нагнетательный перфорированный колонне 18 нижней термостойкий пакер 5н достигает положения за последней второй зоной вскрытия 3 в обсадной трубе 1, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном или наклонном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля электропитания насоса 7. Специально встроенный настраиваемый клапан 17 предохраняет погружной насос 7 и байпасную трубу 8 от резкого скачка давления, получаемого от термобарической химической реакции с выделением большого количества продуктов реакции в виде газов, который открывается после выравнивания давления с пластом и передачи тепла продуктами реакции призабойной зоне и пласту.

По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, объединяющих межтрубное пространство между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8, нижней колонне НКТ 4 и нагнетательной перфорированной трубы 18. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной труба отбора флюида 15 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют технической или пластовой водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером 16, это необходимо для охлаждения двигателя погружного насоса 7 при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.

Далее по кольцевому зазору 11 производят закачку или циклическую закачку с поверхности термогазохимического состава (стрелки с не закрашенным наконечником), который по байпасной трубе 8, нижней колонне НКТ 4 и нагнетательной перфорированной трубой 18 подают в концевой участок обсадной трубы 1 с вскрытыми первой и второй зонами перфорацией 2 и 3. ТС через первую или вторую вскрытую зону 2 или 3 попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают легкой нефтью, выдерживают расчетное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, нагнетательной перфорированной трубой 18 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клапан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают ТС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

Пример 2: Обработка продуктивного пласта с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами.

Обработку продуктивного пласта с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, но не более расстояния между пакерами 5в и 16, осуществляют следующим способом: скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном участке вскрытые зоны 2 и 3 на известным расстояние друг от друга. Затем в скважину опускают нагнетательную перфорированную трубу 18 с нижнем термостойким пакером 5н на конце и верхним термостойким пакером 5в в конце зоны вскрытия 3. Длину нижней колонны НКТ 4 выбирают в зависимости от расстояния до крайней зоны вскрытия 3 на обсадной трубе 1. Поверх НКТ 4 на расстояние несколько большее, чем вскрытая зона 3, надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15 большего диаметра, сверху устанавливают разделительный термостойкий пакер 16. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 вворачивают в опору 6 с клапаном 17, смонтированную снизу погружного насоса 7, вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого наворачивают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нижней колонне НКТ 4 термостойкий пакер 5в достигает положения за последней зоной вскрытия 3 в обсадной трубе 1, а термостойкий пакер 16 оказывается выше вскрытой зоны 3, но ниже вскрытой зоны 2, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля.

По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, разделяющих межтрубное пространство между вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной НКТ 15 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.

Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают термостойким пакером 16, это необходимо для охлаждения насоса при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.

Далее производят закачку с поверхности ТС (стрелки с незакрашенным наконечником), который по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. Теплоноситель через вторую вскрытую зону 3 попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают водным раствором легкой нефтью, выдерживают время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через вторую вскрытую зону 3 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 13 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через клапан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают ТР в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

При снижении дебита ниже рентабельности откачку прекращают, поднимают колонну до первой вскрытой зоны 2 и вновь повторяют все операции, аналогично обработке второй вскрытой зоны 3, закачивают БР с инициирующим раствором в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка насосом 7 и циклы повторяются. При снижении дебита ниже рентабельности откачку прекращают, поднимают колонну до следующей вскрытой зоны и так далее, пока все вскрытые зоны не будут обработаны.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно:

1 - увеличено время от начала закачки ТС до начала реакции за счет использования ТС вместо БС до 2 часов и более, что влечет за собой увеличение охвата зоны обработки;

2 - повышена нефтеотдача за счет того, что при снижении дебита вновь закачивают ТС вместо БС, что увеличило зону охвата;

3 - снижены энергозатраты и материальные затраты за счет отсутствия необходимости установки оборудования для предварительного прогрева продуктивного пласта;

4 - сохраняется концентрация закаченного ТС, за счет того, что продавливают легкой нефтью, а не водой, то есть отсутствует разбавление ТС;

5 -легко реализуемый температурный диапазон приготовления заявленного ТС;

6 -возможность применения заявленного ТС в «холодных» пластах вследствие отсутствия ТС кристаллизации и выпадения осадка;

7 - возможность контроля качества смешения компонентов ТС ввиду того, что смешение происходит на поверхности перед закачкой в скважину.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники заявителем не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью существенных признаков.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на заявленный технический результат.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемой к изобретениям, так как может быть изготовлена на стандартном оборудовании с использованием известных материалов и деталей.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к термогазохимической обработке призабойной и удаленной зон пласта с тяжелой и высоковязкой нефтью. Технический результат - увеличение охвата зоны обработки, повышенная нефтеотдача, отсутствие необходимости оборудования для предварительного прогрева продуктивного пласта, сохранение концентрации закаченного термогазохимического состава, возможность контроля качества смешения компонентов термогазохимического состава ввиду того, что смешение происходит на поверхности перед закачкой в скважину. Термогазохимический состав для добычи высоковязкой нефти содержит, мас.%: нитрит натрия 27,8; нитрат аммония 32,2; сульфат меди 0,12; вода остальное. В способе добычи высоковязкой нефти используют скважину, имеющую на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, и указанный выше термогазохимический состав для добычи высоковязкой нефти. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.

1. Термогазохимический состав для добычи высокозязкой нефти, состоящий из, мас.%:

нитрит натрия
нитрат аммония
сульфат меди
вода 27,8
32,2
0,12
остальное

2. Способ добычи высоковязкой нефти, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают ее обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединенные между собой нагнетательной перфорированной трубой, соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, и вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого накручивают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце которого крепят тройник; затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре, далее производят закачку термогазохимического состава по п. 1, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее термогазохимический состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают легкой нефтью, выдерживают время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласте, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее разогретая водонефтяная эмульсия поступает через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают термогазохимический состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.