Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам термохимической обработки нефтяного пласта, а также к способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ термохимической обработки нефтяного пласта (пат. RU №2401941, МПК Е21В 43/22, Е21В 43/24, С09К 8/24, опубл. 20.10.2010 г., бюл. №29), включающий раздельную закачку компонентов горюче-окислительного состава (ГОС) и инициатора горения (ИГ).

В качестве ГОС используют водный раствор с водородным показателем рН 4-7, включающий, мас. %: селитру - 5-25, карбамидно-аммиачную смесь КАС-32 - остальное, в качестве ИГ используют водный раствор с водородным показателем рН 12-14, включающий, мас. %: нитрит щелочного металла - 15-45, вода - остальное.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность из-за ограниченной зоны обработки пласта, а также сложность приготовления растворов с необходимыми параметрами в промысловых условиях.

Известен способ термохимической обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий последовательную закачку в скважину термогазохимического состава, содержащего горюче-окислительный бинарный состав (ГОБС) и инициатор реакции (пат. RU №2525386, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 10.06.2014 г., бюл. №22).

Недостатком известного способа является низкий охват пласта термическим воздействием вследствие того, что в пласте не происходит полное перемешивание оторочек ГОБС и инициатора реакции. Термохимическая реакция протекает лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, основная часть состава остается в пласте непрореагировавшей.

Наиболее близким является способ термохимической обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас.%:

и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %:

(пат. RU №2203411, МПК Е21В 43/25, Е21В 37/06 опубл. 27.04.2003 г., бюл. №12).

Водный раствор инициатора реакции дополнительно содержит реагент, нейтрализующий сульфаминовую кислоту до степени не более 97%, в качестве такого реагента используют технический водный аммиак, карбонат или гидрокарбонат аммония, гидроксид, карбонат или гидрокарбонат щелочного металла или их смесь, объемное соотношение органического растворителя и остальных компонентов термохимического состава составляет (0,5-3):1, в качестве органического растворителя используют алифатический или ароматический углеводород, или нефть, или их смесь, а состав содержит дополнительно эмульгатор.

Недостатком способа является невысокая эффективность из-за низкого охвата пласта термическим воздействием, что приводит к преимущественной обработке водонасыщенных и высокопроницаемых зон пласта за счет преобладающего проникновения в них теплоносителя, в то время как нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны продуктивного пласта остаются неохваченными воздействием, что приводит к незначительному увеличению нефтеотдачи пласта.

Техническими задачами предложения являются направленное термохимическое воздействие на нефтенасыщенные пропластки, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных, низкопроницаемых зон пласта, увеличение охвата пласта тепловым воздействием, повышение нефтеотдачи пласта, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом термохимической обработки нефтяного пласта, включающим закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия и водный раствор инициатора реакции.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59% производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента – 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

По второму варианту новым является то, что предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 60 до 99,9% закачивают в добывающую скважину гелеобразующую композицию при следующем соотношении компонентов, мас. %:

продавливают гелеобразующую композицию в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, производят последовательную закачку углеводородного растворителя и термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.

По третьему варианту новым является то, что перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину термохимического состава производят закачку гелеобразующей композиции при следующем соотношении компонентов, мас. %:

гелеобразующую композицию продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч, затем производят закачку термохимического состава, в качестве термохимического состава закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем соотношении компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1, затем закачивают полимерную композицию при следующем соотношении компонентов, мас. %:

продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.

Для приготовления гелеобразующей и полимерной композиции используют следующие реагенты:

- полиакриламид (ПАА) - синтетический водорастворимый полимер с молекулярной массой (5-15)⋅10⁶ D импортного или отечественного производства;

- в качестве сшивателя используют водорастворимые соли хрома(III).

В качестве углеводородного растворителя используют алифатические или ароматические углеводороды, или их смесь с температурой начала перегонки не ниже 80°C, например, сольвент нефтяной, выпускаемый по ГОСТ 10214-78, нефрас С2 80/120, растворитель АСПО «ИНТАТ».

Для приготовления термохимического состава используют следующие реагенты:

- сульфаминовая кислота представляет собой белые негигроскопичные кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1;

- нитрит натрия технический, выпускаемый по ГОСТ 19906-74;

- в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064-20132;

- вода техническая пресная.

Сущность способа заключается в следующем.

По первому варианту.

На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции. Если ее значение составляет от 20 до 59%, в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки углеводородного растворителя и термохимического состава. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем углеводородного растворителя составляет 0,5-5 м³, объем термохимического состава - 2-10 м³.

Закачку производят в два этапа.

На первом этапе производят закачку в пласт углеводородного растворителя.

На втором этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.

При закачке в пласт углеводородного растворителя происходят растворение твердых компонентов нефти, снижение вязкости нефти и увеличение ее подвижности в пласте. При взаимодействии водных растворов нитрита натрия и инициатора реакции протекает термохимическая реакция с быстрым разогревом водного раствора. Увеличение температуры в нефтенасыщенном пласте повышает растворимость твердых компонентов нефти в углеводородном растворителе, снижает вязкость нефти, улучшает условия для капиллярной пропитки породы пласта.

После закачки термохимического состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины, определяют дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.

По второму варианту.

На добывающей скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальный дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции. Если ее значение составляет от 60 до 99,9%, в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, углеводородного растворителя и термохимического состава. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем гелеобразующей композиции составляет 2-10 м³, объем углеводородного растворителя - 0,5-5 м³, объем термохимического состава - 2-10 м³.

Способ осуществляют в три этапа.

На первом этапе производят закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,5, сшиватель - 0,03-0,15, вода - остальное. Закачку гелеобразующей композиции в пласт производят с использованием установки типа КУДР.

После закачки заданного объема гелеобразующей композиции его продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

На втором этапе производят закачку в пласт углеводородного растворителя.

На третьем этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.

После закачки термохимического состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины, определяют дебит скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.

Предварительная закачка гелеобразующей композиции позволяет создать блокирующий экран в высокопроницаемых обводненных зонах пласта, тем самым перенаправляя углеводородный растворитель и термохимический состав в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки, а также препятствовать поступлению воды из пласта в добывающую скважину.

По третьему варианту.

На нагнетательной скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования, определяют интервал перфорации пласта, начальную приемистость при устьевом давлении закачки от водовода, и в зависимости от интервала перфорации пласта определяют объемы закачки гелеобразующей композиции, термохимического состава и полимерной композиции. Из расчета на один метр интервала перфорации пласта объем гелеобразующей композиции составляет 5-15 м³, объем термохимического состава - 2-10 м³, объем полимерной композиции - 2-10 м³.

Способ осуществляют в три этапа.

На первом этапе производят закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3-1,5, сшиватель - 0,03-0,15, вода - остальное. Закачку гелеобразующей композиции в пласт производят с использованием установки типа КУДР.

После закачки заданного объема гелеобразующего состава его продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

На втором этапе производят закачку в пласт термохимического состава, содержащего водный раствор нитрита натрия, при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 4-32, вода - остальное, и водный раствор инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 5-40, щелочной реагент - 2-16, вода - остальное, при этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1, причем при приготовлении указанного термохимического состава массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 1:2,5.

На третьем этапе осуществляют закачку полимерной композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,3, сшиватель - 0,005-0,03, вода - остальное. Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды, возобновляют заводнение пластов.

При предварительной закачке гелеобразующей композиции происходят блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта и перенаправление последующего термохимического состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные участки пласта, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности.

Закачка полимерной композиции после закачки термохимического состава выравнивает фронт вытеснения при возобновлении заводнения.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1 (по первому варианту). Для проведения опытно-промышленных работ была выбрана добывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, интервалом перфорации пласта на глубине 1341-1351 м (10 м). Дебит скважины по нефти составляет 4,2 т/сут, обводненность добываемой продукции - 42%.

Исходя из интервала перфорации пласта, равного 10 м, рекомендуемый объем закачки углеводородного растворителя составляет 10 м³, объем закачки термохимического состава - 20 м³.

Производят закачку в скважину растворителя АСПО «ИНТАТ» в объеме 10 м³.

Затем производят закачку термохимического состава. Для получения 20 м³ термохимического состава используют 10 м³ водного раствора нитрита натрия со следующим содержанием компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (1,72 т), вода - 84 (9 т) и 10 м³ водного раствора инициатора реакции со следующим содержанием компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 20 (2,4 т), щелочной реагент - 8 (1,0 т), вода - 72 (8,6 т).

После закачки запланированного объема углеводородного растворителя (10 м³) и термохимического состава (20 м³) осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти увеличился на 3,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 9% (пример 7, табл. 1).

Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-12).

Из табл. 1 видно, что после закачки указанных составов в добывающие скважины происходят увеличение дебита нефти в среднем на 2,3 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 4,75%.

Пример 2 (по второму варианту). Для проведения опытно-промышленных работ была выбрана добывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, интервалом перфорации пласта на глубине 1432-1439 м (7 м). Дебит скважины по нефти составляет 3 т/сут, обводненность - 83%.

Исходя из интервала перфорации пласта, равного 7 м, рекомендуемый объем закачки гелеобразующей композиции составляет 35 м³, объем углеводородного растворителя - 10 м³, объем термохимического состава - 30 м³.

Непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР осуществляют приготовление и закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, сшиватель - 0,05, вода - 99,45.

Для получения гелеобразующей композиции в объеме 35 м³ (35 т) используют порошкообразный ПАА - 0,175 т, соль хрома(III) - 0,0175 т и воду - 34,8075 т. Гелеобразующую композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную гелеобразующую композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема гелеобразующей композиции ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

Производят закачку в скважину сольвента нефтяного в объеме 10 м³.

Затем осуществляют закачку термохимического состава. Для получения 30 м³ термохимического состава используют 15 м³ водного раствора нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (2,58 т), вода - 84 (13,5 т) и 15 м³ водного раствора инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфаминовая кислота - 20 (3,6 т), щелочной реагент - 8 (1,5 т), вода - 72 (12,9 т).

После закачки запланированного объема гелеобразующей композиции (35 м³), углеводородного растворителя (10 м³) и термохимического состава (30 м³) осуществляют на скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем производят освоение скважины. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита скважины по нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований скважины показывают, что дебит нефти увеличился на 5,5 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 22% (пример 12, табл. 2).

Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2 (примеры 1-20).

Из табл. 2 видно, что после закачки указанных составов в добывающие скважины происходят увеличение дебита нефти в среднем на 4,76 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,6%.

Пример 3 (по третьему варианту). Для проведения опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной с интервалом перфорации пласта на глубине 1215,2-1221,8 м (6,6 м) и тремя добывающими скважинами, с среднесуточным дебитом нефти на одну добывающую скважину участка 1,7 т/сут, обводненностью 97%.

Исходя из интервала перфорации, равного 6,6 м, рекомендуемый объем закачки гелеобразующей композиции составляет 40 м³, объем закачки термохимического состава - 30 м³, объем полимерной композиции - 20 м³.

Непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР осуществляют приготовление и закачку гелеобразующей композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,5, сшиватель - 0,05, вода - 98,45.

Для получения гелеобразующей композиции в объеме 40 м³ (40 т) используют порошкообразный ПАА - 0,2 т, соль хрома(III) - 0,02 т и воду - 39,78 т. Гелеобразующую композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную гелеобразующую композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема гелеобразующего состава ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности глушения скважины, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.

Производят закачку термохимического состава. Для получения 30 м³ термохимического состава используют 15 м³ водного раствора нитрита натрия при следующем содержании компонентов, мас. %: нитрит натрия - 16 (2,58 т), вода - 84 (13,5 т) и 15 м³ водного раствора инициатора реакции при следующем содержании компонентов, мас. %: сульфа-миновая кислота - 20 (3,6 т), щелочной реагент - 8 (1,5 т), вода - 72 (12,9 т).

Затем производят приготовление и закачку полимерной композиции при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,3, регулятор вязкости - 0,03, вода - 99,45 непосредственно на устье скважины с использованием установки типа КУДР.

Для получения полимерной композиции в объеме 20 м³ (20 т) используют порошкообразный ПАА - 0,06 т, водный раствор соли хрома(III) - 0,006 т и воду - 19,934 т. Полимерную композицию готовят непрерывно с одновременной дозировкой ПАА и сшивателя в смесительную емкость установки КУДР. Полученную полимерную композицию насосным агрегатом по колонне НКТ закачивают в скважину. После закачки заданного объема полимерной композиции ее продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности закачиваемой воды.

После закачки запланированного объема гелеобразующей композиции (40 м³), термохимического состава (30 м³) и полимерной композиции (20 м³) возобновляют заводнение пластов. После проведения закачки составов в нагнетательную скважину среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину участка увеличился на 2,7 т/сут, обводненность снизилась на 20% (пример 14, табл. 3).

Остальные примеры осуществления способа добычи высоковязкой нефти по третьему варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 3 (примеры 1-20).

Из табл. 3 видно, что после закачки указанных составов в нагнетательные скважины происходят увеличение среднесуточного дебита по нефти на одну добывающую скважину в среднем на 2,7 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 13,7%.

Полученные результаты показывают, что в результате закачки указанных составов происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к увеличению охвата пласта воздействием в 1,4-2,3 раза.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить охват продуктивного пласта тепловым воздействием, подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные низкопроницаемые зоны пласта, а также расширить технологические возможности способа, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.