Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности - к способу термогазохимической обработки призабойной и удаленной зоны пласта с тяжелой и высоковязкой нефтью. Способ применим для горизонтальных или имеющих наклонный участок многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции добывающих и нагнетающих, характеризуется тем, что прогрев пласта производится путём закачки бинарного раствора (БР) с использованием электронагрева для запуска цепной экзотермической реакции, посредством применения известного внутрискважинного электронагревателя, исполненного в виде ТЭНа.

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).

БС - бинарный состав, состоящий из БР и активатора, например сульфата меди.

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.

ТЭН - трубчатый электрический нагреватель.

Начиная с 2000-х годов отечественными учёными активно ведутся исследования в области разработки и применения методов термогазохимического воздействия с применением бинарных составов. В частности, большой интерес вызывает применение инициирующих добавок, позволяющих контролировать время начала реакции [Патент RU 2525386 «Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта»], [Ogata Y. Kinetics of the Reaction of Aromatic Aldehydes with Ammonia / Y. Ogata, A. Kawasaki, N. Okumura. // J. Org. Chem. - 1964. - № 7. - P.1985-1988], [Ogata Y. Kinetics of the condensation of urea with some aliphatic aldehydes / Y.Ogata, A. Kawasaki, N. Okumura // Tetrahedron. - 1966, - №22. - P.1731-1739], [Патент RU 2675617 «Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов»], [Патент RU 2525386 «Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта»].

Однако представленные выше изобретения являются сложными многокомпонентными системами. Ввиду многокомпонентности таких систем реализация технологий на их основе в промысловых условиях весьма затруднительна.

Анализ литературных данных позволяет утверждать, что на дату представления заявочных материалов наиболее изученными являются коммерчески доступные добавки на основе альдегидов, органических и неорганических кислот и водных растворов неорганических солей [Патент RU 2717151 «Способ термогазохимической и ударно-волновой обработки нефтеносных пластов»].

В изобретении по патенту RU № 2778919 «Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления» сущностью является:

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

- нитрит натрия - 27,8;

- нитрат аммония - 32,2;

- сульфат меди - 0,12;

- вода - 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 непрореагировавшими 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 термагазохимический состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.

Таким образом, с целью разработки новых бинарных составов отложенного действия с контролируемым временем начала реакции при пониженных температурах были использованы инициирующие добавки, относящиеся к разным классам химических соединений. В частности, были применены добавки на основе карбоновых кислот. Определено, что добавление инициатора на основе карбоновый кислоты позволяет достигать времени задержки активизации бинарного раствора в 1 час, а инициатор на основе неорганической соли позволил реализовать время задержки реакции в 2 часа. Таким образом, известный состав может быть рекомендован для применения при больше- объёмных закачках БС вглубь пласта.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлены аналоги заявленного технического решения.

Известно 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.

Известно 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». 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 является то, что:

добыча ведётся 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, таким образом, известная технология позволяет экономить на одной скважине колоссальные материальные средства, т. к. один спуск и подъём НКТ стоит примерно 5 миллионов рублей;

нет возможности производить добычу высоковязкой нефти с наклонных и горизонтальных скважин, потому что в известном изобретении отсутствует нижней пакер и байпасная труба, (присутствующие в заявленном техническом решении), которые вместе с насосом могут быть установлены в вертикальном, наклонном и горизонтальном положении, в отличие от заявленного технического решения что значительно повышает эффективность применения заявленного технического решения;

нет возможности менять зону перфорации (вскрытую зону) для откачки флюида и закачки бинарного состава, не поднимая на поверхность насос, ввиду отсутствия нижнего пакера, что также сказывается на низкой эффективности известного технического решения при использовании по назначению;

имеется снижение концентрации бинарного состава в результате того, что выполняется разбавление БС в стволе скважины водой, так как закачка производится в открытый забой.

- сложно реализуемый температурный диапазон приготовления инициирующих добавок, т.к. процесс приготовления БС происходит с поглощением тепловой энергии, тем самым увеличивается временной интервал приготовления БС;

- невозможность применения в «холодных» пластах, с температурой не более 10°С вследствие кристаллизации известного состава БС и выпадения его в осадок, вследствие чего происходит закупорка трубы НКТ.

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 оптимальной рецептуры заявленного состава.

Недостатком известного технического решения является использование высокой концентрации бинарного раствора, что может привести к выпадению осадка особо в случае понижения температуры скважины ниже 10°С.

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 или делают её работу невозможной, т. к. насос перегревается и выходит из строя.

Известен источник [«Результаты испытаний бинарных систем на основе аммиачной селитры и нитрита натрия с новыми инициаторами окисления», С.Г. Уваров, Ант.Н. Береговой, Н.А. Князева, Р.Ш. Зиатдинова, М.А. Розова (ТатНИПИнефть), Сборник научных трудов ТатНИПИнефть, том №LXXXVII, ПАО «Татнефть», 2019 г., с.132-136, УДК:622.276.65-97, Издательство6 ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство» (Москва)]. Сущностью является изучение двухкомпонентных горюче-окислительных систем растворов или суспензий на основе аммиачной селитры и солей азотистой кислоты с новыми инициаторами окисления. В качестве базового наиболее изученного термохимического состава предлагаются двухкомпонентные горюче-окислительные системы растворов или суспензий на основе аммиачной селитры и солей азотистой кислоты, экзотермическая реакция между которыми повышает температуру на забое скважины до 400°С.

При температуре 60-70°С происходит активное разложение нитрита аммония с выделением тепла и газообразного азота. Энтальпия реакции, рассчитанная по закону Гесса, составляет около 300 кДж/моль. Однако в слабо подкисленном растворе скорость реакции существенно повышается, что может завершиться взрывным образом.

При расчете теплоты термохимических реакций и температуры разогрева реакционной смеси в зависимости от концентрации реагентов в 1 м³ бинарной смеси на основе аммиачной селитры производства АО «Аммоний» принято, что термохимическая реакция протекает в изотермических условиях. За основу принято следующее уравнение термохимических реакций:

NH₄NO₃ + NaNO₂ → N₂ + 2H₂O + NaNO₃, ΔН = 316 кДж/моль,

где ΔН - энтальпия.

Количество теплоты, необходимой для нагревания тела, Q = cm (t₂ - t ₁),

где Q - количество теплоты, Дж; с - удельная теплоемкость раствора, Дж/(кг⋅°С), для расчетов принята удельная теплоемкость воды при температуре 25 °С; с = 4179 Дж/(кг⋅°С); m - масса раствора, кг; t ₂ - конечная температура разогрева раствора, полученная экспериментально, °С; t ₁ - начальная температура раствора, °С, для расчетов принято t ₁ = 25 °С.

В результате реакций в 1 м³ 70% -ного раствора бинарной смеси, приготовленной в эквимолярном соотношении, выделяется около 1875 МДж тепловой энергии, и температура водного раствора может повыситься до 400-450 °С. При этом выделяется 6248 кмоль газообразного азота, что способно повысить давление в системе на 230 МПа.

Известное техническое решение позлят произвести внутрискважинный разогрев БР, которое использовано заявителем для последовательного разогрева фронта пласта, так как идёт цепная реакция.

Известен источник [«Бинарные составы отложенного действия для термогазохимического воздействия на пласт», Андрияшин В.В., Милютина В.А., Варфоломеев М.А. ТОО «КМГ Инжиниринг», Сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции «Перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ХМУН) на поздней стадии разработки», 16-сентября 2022 г., Республика Казахстан, г. Нур-Султан, 2022. - с.11] рассмотрена активность бинарных составов при различных процентных и температурных параметрах.

С целью выбора оптимальной концентрации бинарного состава были изучены растворы, содержащие 30, 40, 50, 60 % активных компонентов (нитрит натрия и нитрат аммония) в эквимолярном соотношении.

В ходе эксперимента разложение бинарного состава инициировалось термическим методом - путем нагрева раствора до температуры 60-80°С.

Было установлено, что при увеличении концентрации БР наблюдается рост температуры и давления реакции, что безусловно связано с количеством активных компонентов в растворе. Так, при общем содержании солей в растворе 30%, пиковая температура реакции составила 125°С, давление при этом достигло значения 7 атмосфер. Увеличение содержания нитрита натрия и нитрата аммония в составе БР приводит к росту пиковых значений давления и температуры. Максимальные термобарические параметры реакции достигались при концентрации БР 60% и составляли 65,3 атмосфер при 262°С. Таким образом, оптимальным составом была выбрана композиция, содержащая 60% активных компонентов. Характеристики изученных составов, а также термобарические параметры реакций представлены в Таблице 1.

Таблица 1 - Параметры бинарных растворов Масса раствора, г NaNO₂, г NH₄NO₃, г Концентрация БР, % Т запуска реакции, Т_мах, Р_мах, атм 40 6,44 5,56 30 63,6 125 7 40 8,59 7,41 40 64 170 12 40 10,73 9,27 50 64,4 211 26,6 40 12,88 11,12 60 63 262 65,3 40 15,03 12,97 70 56,3 260 72

Приведенные в Таблице 1 данные проиллюстрированы на Фиг.2а и 2б.

В данном источнике рассмотрена активность бинарных составов при различных процентных и температурных параметрах, без привязки к технологии и техническому решению по его осуществлению.

Известно изобретение по патенту РФ № 2748098 «Способ добычи высоковязкой нефти и устройство для его осуществления», являющееся аналогом по отношению к способу и прототипом по отношению к устройству. Сущностью является способ добычи высоковязкой нефти, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают её обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые 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 расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагировавшими 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 жидко -текучести 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 отверстие 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 соединён 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 параллельно 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 отношению к способу 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.

Недостатком известного технического решения по отношению к устройству являются невозможность проведения внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора вследствие отсутствия электрического нагревателя.

Наиболее близким по совпадающим признакам, выбранным заявителем в качестве прототипа, является изобретение по патенту RU № 2778919 «Способ добычи высоковязкой нефти и термагазохимический состав для его осуществления», сущностью является термагазохимический 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 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 термагазохимический 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 непрореагировавшими 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 термагазохимический состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.

Недостатками прототипа по сравнению с заявленным техническим решением являются:

невозможность произвольного выбора времени от начала закачки БС до начала реакции за счет отсутствия специальных тепловых способов инициации;

недостаточная нефтеотдача за счет меньшей площади охвата единовременного разогрева;

невозможность отложить начало химического воздействия БС на призабойную зону на необходимый срок, - возможность преждевременного запуска химической реакции ввиду присутствия в составе БС активатора;

невозможность запуска цепной реакции теплопередачи для последовательного разогрева фронта пласта - теплопередача несет взрывной характер.

Техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно:

возможность выбора времени от начала закачки БР до начала инициации цепной экзотермической реакции за счет использования известного внутрискважинного электронагревателя, исполненного в виде ТЭНа.;

повышенная нефтеотдача за счет того, что при снижении дебита вновь закачивают БР и используют известный внутрискважинный электронагреватель в виде ТЭНа для разогрева и начала инициации цепной экзотермической реакции;

возможность отложить начало химического воздействия БР на призабойную зону на необходимый срок, не опасаясь преждевременного запуска химической реакции ввиду отсутствия в составе БР активатора;

возможность запуска цепной реакции теплопередачи для последовательного разогрева фронта пласта.

Сущностью заявленного технического решения является способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной электрической активацией бинарного раствора, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают её обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой, обогреваемой электрическим нагревателем, 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, характеризующийся тем, что далее производят закачку бинарного раствора, содержащего 27,8 мас.% нитрата аммония, 32,2 мас.% нитрита натрия, остальное вода, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее бинарный раствор через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают инертной буферной жидкостью с плотностью выше плотности бинарного раствора; далее запускают внутрискважинную тепловую активацию экзотермической химической реакции закаченного бинарного раствора методом использования электрического нагревателя, который опускают вместе с нагнетательной перфорированной трубой в зону перфорации, при этом кабель электрического нагревателя протягивается вместе с кабелем электроцентробежного насоса, далее производят нагрев бинарного раствора до температуры выше температуры активации, далее начинается цепная химическая реакция с выделением тепла, достаточного для формирования теплового фронта по всей обработанной зоне пласта, появляется рост давления и температуры, которые фиксируются датчиками, идет распространение тепла в пористой среде продуктами реакции, нагрев прекращают при появлении стабильного роста давления и температуры на установленных приборах контроля путем отключения электропитания на электрический нагреватель; далее тепловой фронт разогревает высоковязкую нефть в пласте, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагировавшими продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее она поступает через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, далее ее откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный раствор в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют. Устройство для реализации способа по п.1, состоящее из нижней колонны, нижнего термостойкого пакера, верхнего термостойкого пакера, опоры, погружного насоса, байпасной трубы, тройника, верхней колонны, дополнительной трубы, герметизирующего элемента, перфорированной трубы для отбора флюида, разделительного термостойкого пакера, встроенного настраиваемого клапана, нагнетательная 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 отверстие в опоре, в которой установлен специально 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 соединён 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 параллельно погружному насосу установлена байпасная труба, которая соединяет опору с тройником таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны в нижнюю колонну, характеризующийся тем, что параллельно нагнетательной перфорированной трубе между нижним термостойким пакером и верхним термостойким пакером установлен электрический нагреватель.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг. 1 - Фиг.3.

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, 19 - электрический нагреватель.

На Фиг.2 представлены графики термобарических параметров реакции бинарного раствора при различных концентрация солей нитрита натрия и нитрата аммония: 2а - температура реакции бинарного раствора при различной концентрации солей нитрита натрия и нитрата аммония, 2б - давление реакции бинарного раствора при различной концентрации солей нитрита натрия и нитрата аммония.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Заявленное техническое решение относится к способу добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора и 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 заявителем приведены сведения об используемых реагентах.

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

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

Далее заявителем приведено описание приготовления бинарного раствора.

Бинарный раствор (БР) для реализации заявленного способа готовят на поверхности в коррозионностойкой ёмкости и проверяют его качество и температуру. Бинарный раствор состоит из водного раствора двух неорганических солей: нитрит натрия и нитрат аммония.

Приготовление бинарного раствора.

Берут 27,8 мас. % (например, 27,8 г) нитрата аммония, растворяют в 40 мас. % (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 мас. % (например, 32,2 г) нитрита натрия и перемешивают до полного растворения.

Получают бинарный раствор, содержащий 60 мас. % активных веществ, из них 27,8 мас. % нитрата аммония, 32,2 мас. % нитрита натрия, остальное вода. Выбранное соотношение является оптимальным для запуска внутрискважинной тепловой активации экзотермической химической реакции [«Бинарные составы отложенного действия для термогазохимического воздействия на пласт», Андрияшин В.В., Милютина В.А., Варфоломеев М.А. ТОО «КМГ Инжиниринг», Сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции «Перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ХМУН) на поздней стадии разработки», 16-сентября 2022 г., Республика Казахстан, г. Нур-Султан, 2022. - с.11].

Далее заявителем приведено описание заявленного устройства для реализации заявленного способа (Фиг.1).

Заявленное устройство 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; параллельно нагнетательной перфорированной трубе 18 между пакерами 5в и 5н установлен электрический нагреватель 19; пакер 5в 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 отверстие 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 соединён 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 параллельно 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 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, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой 18, обогреваемой электрическим нагревателем 19, например, ТЭНом, 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 накручивают 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.

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 насосным агрегатом, например, ЦА-320 или СИН-50 производят закачку БР рассчитанного объёма (в зависимости от толщины продуктивного пласта и глубины (диаметра) обработки), содержащего 27,8 мас.% нитрата аммония, 32,2 мас.% нитрита натрия, остальное вода, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы. Далее БР через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в продуктивный пласт и далее его из колонны НКТ продавливают в призабойную зону инертной буферной жидкостью плотностью, выше плотности БР.

После проведения подготовительных операций для начала откачки запускают внутрискважинную тепловую активацию экзотермической химической реакции закаченного БР (далее - тепловая активация) - ТЭНом начинают разогревать БР до температуры начала химической реакции (например, плюс 60-80 °С) [«Результаты испытаний бинарных систем на основе аммиачной селитры и нитрита натрия с новыми инициаторами окисления», С.Г. Уваров, А. Н. Береговой, Н.А. Князева, Р.Ш. Зиатдинова, М.А. Розова (ТатНИПИнефть), Сборник научных трудов ТатНИПИнефть, том №LXXXVII, ПАО «Татнефть», 2019 г., с.132-136, УДК:622.276.65-97, Издательство ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство» (Москва)]. Далее начинается цепная химическая реакция с выделением тепла, достаточного для формирования теплового фронта по всей обработанной зоне пласта, появляется рост давления и температуры, которые фиксируются датчиками, идет распространение тепла в пористой среде продуктами реакции, электропитание ТЭНа отключают.

Далее тепловой фронт разогревает высоковязкую нефть в пласте, далее разогретая водонефтяная эмульсия (флюид) с непрореагировавшими 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 и ее откачивают на поверхность по дополнительной трубе.

При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БР в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.

При этом внутрискважинную тепловую активацию экзотермической химической реакции закаченного БР проводят методом использования внутрискважинного электрического нагревателя ТЭНа.

Для этого предварительно устанавливают на нагнетательную перфорированную трубу 18 электрический нагреватель 19, например, ТЭН, который опускают вместе с нагнетательной перфорированной трубой в зону перфорации, при этом кабель электрического нагревателя протягивается вместе с кабелем электроцентробежного насоса (ЭЦН). Далее производят нагрев БР до температуры выше температуры активации (например, более 60-80 °С), который прекращают путём отключения электропитания электрического нагревателя 19 при появлении стабильного роста давления и температуры на установленных приборах контроля. Давление и температуру контролируют, после окончания реакции выдерживают время преобразования высоковязкой нефти в текучую, после чего начинают откачку погружным насосом на поверхность.

Далее заявителем приведен пример осуществления заявленного технического решения (Фиг.1).

Пример. Добыча высоковязкой нефти с внутрискважинной электрической активацией бинарного раствора методом использования внутрискважинного электрического нагревателя ТЭНа.

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 и электрическим нагревателем 19, например, ТЭНом, 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 электронагреваемой электрическим нагревателем 19 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 с поверхности БР, содержащего 27,8 мас.% нитрата аммония, 32,2 мас.% нитрита натрия, остальное вода (стрелки с не закрашенным наконечником на Фиг.1), который (БР) по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. БР через вскрытую зону 2 или 3 попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают инертной буферной жидкостью.

Далее запускают внутрискважинную тепловую активацию методом использования внутрискважинного электрического нагревателя ТЭНа, который опускают вместе с нагнетательной перфорированной трубой, кабель протягивается вместе с кабелем для ЭЦН. Включают ТЭН. Начинают разогревать БР до температуры начала химической реакции. Далее начинается цепная химическая реакция с выделением тепла, достаточного для формирования теплового фронта по всей обработанной зоне пласта, появляется рост давления и температуры, которые фиксируются датчиками, идет распространение тепла в пористой среде продуктами реакции. Нагрев до температуры выше температуры активации (более 60-80 °С) прекращается при появлении стабильного роста давления и температуры на установленных приборах контроля. ТЭН выключают.

Далее тепловой фронт разогревает высоковязкую нефть в пласте, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагировавшими 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 БР в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения текучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно (см. Фиг.2):

возможность выбора времени от начала закачки БР до начала реакции за счет использования специального электрического способа инициации;

повышенная нефтеотдача за счет того, что при снижении дебита вновь закачивают БР и используют электрический способ разогрева;

возможность отложить начало химического воздействия БР на призабойную зону на необходимый срок, не опасаясь преждевременного запуска химической реакции ввиду отсутствия в составе БР активатора;

возможность запуска цепной реакции теплопередачи для последовательного разогрева фронта пласта

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.

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.

Недостатком известного технического решения по отношению к устройству являются невозможность проведения внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора вследствие отсутствия электрического нагревателя.

Известно изобретение по патенту RU № 2778919 «Способ добычи высоковязкой нефти и термагазохимический состав для его осуществления», сущностью является термагазохимический 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 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 термагазохимический 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 непрореагировавшими 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 термагазохимический состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют.

Недостатками аналога по сравнению с заявленным техническим решением являются:

невозможность произвольного выбора времени от начала закачки БС до начала реакции за счет отсутствия специальных тепловых способов инициации;

недостаточная нефтеотдача за счет меньшей площади охвата единовременного разогрева;

невозможность отложить начало химического воздействия БС на призабойную зону на необходимый срок, - возможность преждевременного запуска химической реакции ввиду присутствия в составе БС активатора;

невозможность запуска цепной реакции теплопередачи для последовательного разогрева фронта пласта - теплопередача несет взрывной характер.

Наиболее близким по совпадающим признакам, выбранным заявителем в качестве прототипа, является изобретение по патенту RU 2363837 «Способ и установка для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин», сущностью является установка для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин, включающая термостойкий пакер, забойный парогазогенератор, шлангокабель, электрический нагреватель, насосное оборудование и запорно-регулирующую арматуру и емкости для оперативного запаса и перевозки топлива и воды, отличающаяся тем, что дополнительно содержит станцию контроля и управления процессами, образующую вместе с насосным оборудованием и запорно-регулирующей арматурой единую систему контроля и управления термогазохимическим воздействием на нефтяной пласт, забойный парогазогенератор выполнен разъемным и содержит стационарный корпус, спускаемый на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и герметично-разъемно соединяемый с термостойким пакером, и глубинную извлекаемую часть, спускаемую на шлангокабеле, содержащую электрический нагреватель и дистанционные термометры для измерения температуры в камере сгорания забойного парогазогенератора и температуры парогазовой смеси в призабойной зоне, геофизический шлангокабель выполнен из полимерного материала и содержит полый канал для подачи запального топлива, электрические, силовые и сигнальные каналы, емкость для оперативного запаса топлива соединена с всасывающей линией насоса для закачки топлива, нагнетательная линия которого соединена с внутренней полостью НКТ, емкость для оперативного запаса воды соединена с всасывающей линией насоса для закачки воды, нагнетательная линия которого соединена через задвижку с затрубным пространством скважины, регулируемый привод насоса для нагнетания топлива соединен через станцию контроля и управления процессами с дистанционным термометром для измерения температуры в камере сгорания забойного парогазогенератора, регулируемый привод насоса для нагнетания воды соединен с дистанционным термометром для измерения температуры парогазовой смеси в призабойной зоне для регулирования температуры в заданных точках. Способ термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин с использованием установки по п.1, включающий закачку топлива - водного раствора карбамида и аммиачной селитры, инициирование экзотермической реакции на забое скважины спускаемым электрическим нагревателем, осуществление указанной реакции с ее регулированием в забойном парогазогенераторе указанной установки и освоение указанных скважин. Способ по п.2, отличающийся тем, что осуществляют регулирование температуры продуктов реакции в сторону ее понижения вводом в топливо дополнительно воды или раствора карбамида. Способ по п.2, отличающийся тем, что осуществляют регулирование температуры продуктов реакции в сторону ее повышения вводом в топливо дополнительно аммиачной селитры. Способ по п.2, отличающийся тем, что осуществляют повышение уровня водородных ионов в продуктах реакции вводом в топливо дополнительно раствора карбамида. Способ по п.2, отличающийся тем, что осуществляют понижение уровня водородных ионов в продуктах реакции вводом в топливо дополнительно аммиачной селитры. Способ по п.2, отличающийся тем, что после парогазовой обработки с разогревом пласта осуществляют закачку в него раствора карбамида. Способ по п.2, или 5, или 6, или 7, отличающийся тем, что в нагнетательных скважинах созданную в призабойной зоне парогазовую оторочку продвигают вглубь пласта закачкой воды или водного раствора карбамида. Способ по п.8, отличающийся тем, что после парогазовой обработки с разогревом пласта и его пропитки осуществляют освоение эксплуатационной скважины. Способ по п.2, отличающийся тем, что после парогазовой обработки с разогревом пласта осуществляют высокотемпературную щелочную обработку пласта в терригенных породах и кислотную обработку - в карбонатных породах.

Недостатками прототипа по сравнению с заявленным техническим решением являются:

невозможность произвольного выбора времени от начала закачки БС до начала реакции за счет отсутствия специальных тепловых способов инициации;

недостаточная нефтеотдача за счет меньшей площади охвата единовременного разогрева;

невозможность отложить начало химического воздействия БС на призабойную зону на необходимый срок, - возможность преждевременного запуска химической реакции ввиду присутствия в составе БС активатора;

невозможность запуска цепной реакции теплопередачи для последовательного разогрева фронта пласта - теплопередача несет взрывной характер.

Техническим результатом заявленного технического решения является устранение недостатков прототипа, а именно:

- возможность выбора времени от начала закачки БР до начала инициации цепной экзотермической реакции за счет использования известного внутрискважинного электронагревателя, исполненного в виде ТЭНа.;

повышенная нефтеотдача за счет того, что при снижении дебита вновь закачивают БР и используют известный внутрискважинный электронагреватель в виде ТЭНа для разогрева и начала инициации цепной экзотермической реакции;

возможность отложить начало химического воздействия БР на призабойную зону на необходимый срок, не опасаясь преждевременного запуска химической реакции ввиду отсутствия в составе БР активатора;

возможность запуска цепной реакции теплопередачи для последовательного разогрева фронта пласта.

Сущностью заявленного технического решения является способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной электрической активацией бинарного раствора, содержащего воду и нитрат аммония, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают её обсадной трубой, затем собирают устройство для реализации способа, содержащее насосно-компрессорные трубы НКТ, термостойкий пакер, трубчатый электрический нагреватель, характеризующийся тем, что скважина имеет горизонтальный или наклонный участок, обсадная труба имеет на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, для сбора устройства для реализации способа в скважину спускают нижний термостойкий пакер и дополнительный верхний термостойкий пакер, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой, обогреваемой трубчатым электрическим нагревателем, установленным параллельно нагнетательной перфорированной трубе между нижним термостойким пакером и верхним термостойким пакером, подсоединяют нижнюю колонну НКТ, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, вворачивают опору со встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, подсоединяют погружной насос, вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, параллельную погружному насосу, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого накручивают верхнюю колонну НКТ, до тройника вводят с кольцевым зазором внутреннюю дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце которого крепят тройник, кабель трубчатого электрического нагревателя протягивают вместе с кабелем трубчатого электроцентробежного насоса; затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной НКТ заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и встроенным настраиваемым клапаном в опоре; далее производят закачку бинарного раствора, содержащего, мас.%: нитрат аммония 27,8; нитрит натрия 32,2; воду 40, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее бинарный раствор через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в продуктивный пласт и далее его продавливают легкой нефтью с плотностью не более 0,92 г/см; далее запускают внутрискважинную тепловую активацию экзотермической химической реакции закаченного бинарного раствора трубчатым электрическим нагревателем, далее производят нагрев бинарного раствора до температуры выше температуры активации, далее начинается цепная химическая реакция с выделением тепла, достаточного для формирования теплового фронта по всей обработанной зоне пласта, появляется рост давления и температуры, которые фиксируются датчиками, идет распространение тепла в пористой среде продуктами реакции, нагрев прекращают при появлении стабильного роста давления и температуры на установленных приборах контроля путем отключения электропитания на трубчатый электрический нагреватель; далее тепловой фронт разогревает высоковязкую нефть в пласте, далее полученная разогретая водонефтяная эмульсия с продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее она поступает через встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, далее ее откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный раствор в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения текучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют. Устройство для реализации способа добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной электрической активацией бинарного раствора, содержащего воду и нитрат аммония, содержащее насосно-компрессорные трубы НКТ, термостойкий пакер, трубчатый электрический нагреватель, характеризующееся тем, что для реализации способа по п. 1 содержит нижнюю колонну НКТ, нижний термостойкий пакер, дополнительный верхний термостойкий пакер, опору, погружной насос, байпасную трубу, тройник, верхнюю колонну НКТ, дополнительную трубу, герметизирующий элемент, перфорированую трубу для отбора флюида, разделительный термостойкий пакер, встроенный настраиваемый клапан, нагнетательную перфорированную трубу, при этом нижний термостойкий пакер и дополнительный верхний термостойкий пакер, соединены между собой нагнетательной перфорированной трубой, трубчатый электрический нагреватель установлен параллельно нагнетательной перфорированной трубе между нижним термостойким пакером и верхним термостойким пакером, верхний термостойкий пакер соединен с нижней колонной НКТ, поверх которой надета коаксиально перфорированная труба отбора флюида, далее установлен разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, нижняя колонна НКТ соединена с опорой, в которой установлен встроенный настраиваемый клапан, к встроенному настраиваемому клапану присоединен погружной насос, сверху в опору вставлена параллельно погружному насосу байпасная труба, соответствующая длине погружного насоса, обеспечивающая возможность протока жидкости из верхней колонны НКТ в нижнюю колонну НКТ, на свободном конце байпасной трубы и выкиде погружного насоса смонтирован тройник, с противоположной стороны которого накручивают верхнюю колонну НКТ, до тройника введена с кольцевым зазором внутренняя дополнительная труба с герметизирующим элементом, на конце которого крепят тройник, с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность.

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, 19 -электрический нагреватель.