RU2320862C2 - Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин - Google Patents
Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320862C2 RU2320862C2 RU2006111111/03A RU2006111111A RU2320862C2 RU 2320862 C2 RU2320862 C2 RU 2320862C2 RU 2006111111/03 A RU2006111111/03 A RU 2006111111/03A RU 2006111111 A RU2006111111 A RU 2006111111A RU 2320862 C2 RU2320862 C2 RU 2320862C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- aluminum chloride
- gds
- water
- solvent
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 5
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 57
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 7
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000005997 Calcium carbide Substances 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- CLZWAWBPWVRRGI-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-[2-[2-[2-[bis[2-[(2-methylpropan-2-yl)oxy]-2-oxoethyl]amino]-5-bromophenoxy]ethoxy]-4-methyl-n-[2-[(2-methylpropan-2-yl)oxy]-2-oxoethyl]anilino]acetate Chemical compound CC1=CC=C(N(CC(=O)OC(C)(C)C)CC(=O)OC(C)(C)C)C(OCCOC=2C(=CC=C(Br)C=2)N(CC(=O)OC(C)(C)C)CC(=O)OC(C)(C)C)=C1 CLZWAWBPWVRRGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 6
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002716 delivery method Methods 0.000 description 3
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 3
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000573 alkali metal alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 2
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- -1 potassium Chemical class 0.000 description 2
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021591 Copper(I) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GURLNXRFQUUOMW-UHFFFAOYSA-K [Al](Cl)(Cl)Cl.[AlH3] Chemical compound [Al](Cl)(Cl)Cl.[AlH3] GURLNXRFQUUOMW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- LYVWMIHLNQLWAC-UHFFFAOYSA-N [Cl].[Cu] Chemical compound [Cl].[Cu] LYVWMIHLNQLWAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N [Na].[Ca] Chemical compound [Na].[Ca] VEUACKUBDLVUAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 230000002301 combined effect Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- OXBLHERUFWYNTN-UHFFFAOYSA-M copper(I) chloride Chemical compound [Cu]Cl OXBLHERUFWYNTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005496 eutectics Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000003721 gunpowder Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000000622 irritating effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical compound C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000000241 respiratory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000002760 rocket fuel Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Технический результат - повышение продуктивности скважин. В способе обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины, включающем доставку в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, воду, гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов, и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью, используют ГРС, включающий, по меньшей мере, гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложениий нефти, не являющийся растворителем хлористого алюминия, при объеме растворителя не менее объема порового пространства гранул, до доставки определяют погонный вес ГРС по приведенной эмпирической формуле. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта с помощью реагентов, способных вступать в термохимические реакции со скважинной жидкостью.
Известны подобные способы термохимического воздействия на призабойную зону /патент США №4002119, заявка на изобретение №99123423/03, патент РФ №2186206/.
Так, в патенте №4002119 и в заявке на изобретение №99123423/03 предлагается использовать термохимический контейнер, заполненный щелочным металлом или сплавами щелочных металлов, которые после погружения в скважину и вскрытия контейнера взаимодействуют с водой скважинной жидкости.
Однако существенным недостатком этих способов является то, что работа с предлагаемыми химическими реагентами, в частности с щелочными металлами, например калием, очень опасна. Перевозить и хранить их можно только под слоем инертной жидкости в запаянных сосудах или специально оборудованных цистернах. Перевозка и хранение контейнеров также требует особых мер предосторожности, так как случайная разгерметизация их может привести к тяжелейшим несчастным случаям из-за высокой химической активности щелочных металлов и сплавов щелочных металлов, их способности загораться с взрывом при попадании влаги.
Известны также способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления /патент РФ №2219333/, где для обработки призабойной зоны скважины используют термогазогенератор с тепловыделяющим веществом в виде карбида кальция, доставляемым в обрабатываемый интервал скважины в герметичном контейнере, внутри которого размещен сосуд с водой, и осуществляют инициирование тепловыделяющего вещества обеспечением контакта карбида кальция с водой путем разгерметизации сосуда с наземного пульта управления.
Вода взаимодействует с карбидом кальция с выделением тепла и ацетилена.
СаС2+2Н2О=Са(ОН)2+С2Н2+12,72 кДж
При больших давлениях и температуре ацетилен разлагается на углерод и водород с выделением значительного количества тепла, равного 224,8 кДж.
Результирующая реакция будет идти по следующему итоговому уравнению:
СаС2+2Н2О=Са(ОН)2+2С+Н2+352,38 кДж.
При пересчете на килограмм карбида кальция тепловыделение составит 5400 кДж. Продолжительность действия термогазогенератора на основе карбида кальция определяется размерами его кусков (грануляции).
Недостатками способа и устройства являются ограничения по способам доставки тепловыделяющего вещества на забой скважины. Отсутствует возможность доставки карбида кальция на забой закачкой по трубам, обусловленная высокой реакционной способностью с водой, размерами и формой кусков (гранул). Здесь доставка тепловыделяющегося вещества производится в контейнере при атмосферном давлении. При этом объем контейнера должен быть увеличен на 1/3 для установки сосуда с водой. Необходимость тщательной герметизации контейнера усложняет проведение обработок скважин и снижает их безопасность и надежность. Продукт реакции с водой - ацетилен - пожаро- и взрывоопасен в наземных условиях.
Наиболее близок к предлагаемому способу способ обработки пласта /патент РФ №2186206/, отличительной особенностью которого является то, что в качестве гидрореагирующего состава (ГРС) используют алюминий, активированный галлием, индием, оловом или их эвтектическим расплавом. Реакцию ведут при погонной массе гидрореагирующего состава от 0,25 до 2,9 кг/м таким образом, чтобы давление и температура в скважине не превышали уровень, при котором возможно повреждение скважины или скважинного оборудования, а в интервале продуктивного пласта - поддерживались на уровне, обеспечивающем восстановление проницаемости призабойной зоны пласта. Этот способ и выбран за прототип.
Недостатком этого способа является то, что воздействие на скважину ограничено только термической (повышением температуры) и барической (повышением давления за счет выделения водорода) составляющими. Отсутствует химическое воздействие на пластовые отложения и флюиды, снижающие проницаемость структуры пласта, а значит и продуктивность скважины. Кроме того, при неправильном выборе количества ГРС возможно повреждение скважины или скважинного оборудования от перегрева или высокого ударного давления.
Технической задачей изобретения является разработка способа повышения нефтеотдачи скважин методом термохимического воздействия на призабойную зону с использованием изолированного от скважинной жидкости ГРС, при инициировании взаимодействия которого со скважинной жидкостью, наряду с термическим воздействием, имеет место химическое воздействие продуктов на отложения.
Технический результат достигается тем, что в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, воду, осуществляют доставку гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью.
При этом используют ГРС, включающий, по меньшей мере, гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложений нефти в призабойной зоне пласта - асфальтенов, смол и парафинов, но который не является растворителем по отношению к хлориду алюминия. Объем растворителя составляет не менее объема порового пространства гранул хлористого алюминия. Также до доставки измеряют температуру на забое в интервале обработки Тз и температуру плавления Тп органических отложений, взятых с забоя скважины, и определяют погонный вес ГРС Рпог. на 1 м интервала обработки из эмпирической формулы
Рпог.=0,15...0,3·(Тп-Тз) [кг/м].
Рассмотрим более подробно признаки предлагаемого изобретения.
Хлористый алюминий - AlCl3 - твердый продукт в виде порошка или более крупных частиц от белого до серовато-белого или слабожелтого цвета. При взаимодействии с водой происходит экзотермическая реакция с образованием газообразного хлористого водорода.
AlCl3+3Н2O→Al(ОН)3+3НCl↑+2500кдж/кг.
Соляная кислота, образующаяся при растворении в воде хлористого водорода, взаимодействует с карбонатной составляющей горной породы, с солевыми минеральными отложениями в призабойной зоне пласта и на стенках эксплуатационной колонны нефтяной скважины.
Например, один килограмм хлористого алюминия растворяет 232 г карбоната кальция.
2НCl+СаСО3→CaCl2+CO2↑
В сравнении с прототипом (табл.1) повышение температуры при взаимодействии с водой по предлагаемому изобретению значительно ниже (в 6,6 раза). Этот недостаток в некоторой степени является положительным для процесса термобарохимической обработки скважин. В предлагаемом способе исключается опасность создания локальной зоны с высокой температурой, которая может привести к сварке металлических поверхностей контейнера и обсадной колонны, превращению асфальто-смолистых и парафиновых отложений в твердый кокс и необратимой закупорке пласта в этой зоне.
| Таблица 1 Сравнительный анализ параметров воздействия на продуктивный пласт скважины при реализации предлагаемого способа и аналогов |
|||||
| Эффективные параметры воздействия | Предлагаемый способ | Аналоги | |||
| Хлористый алюминий | Алюминий с галлием и др. (прототип) | Натрий | Карбид кальция | Ракетные пороха смесевые | |
| Количество выделяемого тепла, кДж/кг | 2500 | 15500 | 6100 | 5400 | 3700 |
| Количество выделяемого газообразных продуктов, л/кг | 380 | 1244 | 487 | 348 | 810 |
| Количество образующейся 10%-ной соляной кислоты, л/кг | 8,0 | 0 | 0 | 0 | 3,2 |
Гидрореагирующий состав включает также растворитель органических отложений нефти в призабойной зоне пласта - асфальтенов, смол и парафинов, но который не реагирует с хлористым алюминием. Объем растворителя составляет не менее объема порового пространства гранул хлористого алюминия. Это позволяет следующее:
a) исключается контакт хлористого алюминия с парами воды в воздухе и образование паров хлористого водорода. Тем самым обеспечивается безопасность работы с хлористым алюминием, т.к. пары хлористого водорода обладают сильным раздражающим действием на органы дыхания и зрения.
b) исключается необходимость в контейнере с высокой степенью герметизации от скважинной среды высокого давления. Несжимаемость жидкости в контейнере позволяет компенсировать наружное давление и исключить попадание скважинной жидкости в контейнер и контакт с хлористым алюминием практически без ее герметизации.
с) наличие жидкой фазы в виде растворителя органических отложений обеспечивает текучесть и прокачиваемость твердых частиц хлористого алюминия.
В предлагаемом способе в композициях ГРС могут быть использованы другие вещества в твердом виде, выделяющие тепло при взаимодействии с водой, в т.ч. рассмотренные выше, карбид кальция, натрий, алюминий с различной степенью грануляции.
Например, если в смесь медного купороса и хлористого натрия добавить воды, произойдет реакция с образованием значительного количества тепла
CuSO4+2NaCl>Na2SO4+CuCl2+123.9 кДж.
Если реакцию проводить с добавлением алюминия, то тепловыделение значительно выше за счет реакции алюминия с образовавшейся хлорной медью
2Al+3CuCl2>2AlCl3+3Сu+351,7 кДж.
Размеры гранул могут быть от 1 мм и выше до десятков мм в зависимости от требуемых скоростей реакции способов доставки на забой скважины. Например, хлористый алюминий, выпускаемый по ТУ 6-01-2-88 под марками А-15, А-5, А-1, имеет размеры частиц соответственно 15, 5, 1 мм, не более.
ГРС может содержать помимо указанных выше компонентов также различные присадки, обеспечивающие необходимые, например, вязкостные свойства для лучшей прокачиваемости, седиментационные свойства для устойчивости ГРС в процессе работы с ним.
Для достижения высокой эффективности при тепловом воздействии на призабойную зону пласта необходимо ограничить температуру ее прогрева как по минимуму, так и по максимуму. По минимуму для того чтобы поднять температуру в призабойной зоне пласта выше температуры плавления парафинов, смол и других органических отложений. По максимуму чтобы избежать перегрева этих отложений, иначе происходит коксование отложений и плотная закупорка пласта. Например, для Волго-Уральского региона - это температурный диапазон от 55 до 100...120 град. С.
Для этого до обработки измеряют температуру на забое в интервале обработки Тз и температуру плавления Тп органических отложений, взятых с забоя скважины, и погонный вес композиции Рпог. на 1 м интервала обработки определяют из эмпирической формулы
Рпог.=(0,15...0,3)*(Тп-Тз) [кг/м].
Зависимость получена по результатам статистических данных термобарохимобработок скважин пороховыми зарядами длительного горения и уточнена по результатам измерений температур при испытании технологий в добывающих скважин по предлагаемому способу.
Способ реализуется следующим образом.
В обрабатываемый интервал нефтяной скважины, заполненный скважинной жидкостью, доставляют изолированное от скважинной жидкости расчетное количество ГРС. Необходимый вес ГРС определяют по вышеприведенной формуле по данным температуры забоя и температуры плавления органических отложений.
Например, для обработки 10 м интервала перфорации для Волго-Уральского региона со средней разницей Тп-Тз=55-25=30 гр. С потребуется Р=(0,15...0,3)·30·10=45...90 кг ГРС.
Для доставки ГРС на забой могут быть использованы следующие способы: а) размещением ГРС в контейнере (желонке), спускаемом (ой) на забой на кабеле или на насосно-компрессорных трубах, б) закачкой его по трубам с использованием буферной жидкости, разделяющей ГРС от контакта с технологической жидкостью.
Для контейнерного способа доставки может быть рекомендован ГРС, содержащий хлористый алюминий размерами частиц до 15 мм и растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений, например толуол, нефрас, которые не являются растворителями хлористого алюминия. При насыпной плотности 1700 кг/м3 хлористого алюминия размерами частиц 1...5 мм объем пор составит около 30% от общего объема продукции. Например, 100 кг хлористого алюминия займет объем 100/1700=0,0588 м3. Объем пор составит 0,0588·30/100=0,0176 м3. Потребуется толуола (плотность 866 кг/м3) для заполнения порового пространства 0,0176·866=15,3 кг. Вес ГРС составит 100+15,3=115,3 кг.
Для способа доставки закачкой ГРС по трубам может быть рекомендован ГРС, содержащий хлористый алюминий размерами частиц до 1 мм и растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений с присадками, обеспечивающими седиментационную устойчивость гранул хлористого алюминия в толуоле.
По достижении обрабатываемого интервала ГРС тем или иным способом приводится в непосредственный контакт со скважинной жидкостью. На забое скважин практически всегда имеется вода. ГРС вступает с ней в химическую реакцию с выделением тепла и газообразных продуктов, в том числе активных по отношению к пластовым отложениям.
Основной компонент ГРС - хлористый алюминий - при растворении в воде выделяет газообразный хлористый водород, обладающий высокой растворимостью в воде. В обрабатываемом интервале скважины образуется горячий раствор соляной кислоты, позволяющий осуществить термокислотную обработку призабойной зоны пласта и растворить минеральные отложения и карбонатную составляющую вмещающих пород.
Растворитель, имеющийся в составе ГРС, нагревается и обеспечивает одновременно растворение и расплавление органических отложений нефти в призабойной зоне пласта. Комплексное воздействие растворителем, кислотой и теплом значительно выше и успешнее воздействий в отдельности за счет синергетического эффекта. Например, горячий растворитель разрушает органическую составляющую отложений на поверхности кристаллов солеотложений, обеспечивая тем самым более эффективное взаимодействие соляной кислоты с минеральной составляющей отложений.
Далее путем создания депрессии на пласт и промывкой забоя скважины из него удаляются разрушенные, подвижные отложения. Скважина сдается в эксплуатацию с повышенной пропускной способностью призабойной зоны пласта.
Технологии по предлагаемому способу в вариантах с контейнерной доставкой для добывающих скважин и с закачкой ГРС для нагнетательных скважин успешно апробированы в АНК «Башнефть» (5 скв.) и начали успешно применяться на нефтяных месторождениях Татарстана.
Например, на скважинах Игровского месторождения АНК «Башнефть» по контейнерному способу доставки был использован ГРС, содержащий хлористый алюминий размерами частиц до 5 мм и растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений - толуол, общим весом 51 кг на 1 скважину при интервалах перфорации 6...10 м на глубинах 1400...1500 м.
Для этого были определены температура на забое в интервале обработки Тз=26 гр.С и температура плавления Тп=55 гр.С органических отложений, взятых с забоя скважины после подъема глубинного насоса.
Погонный вес ГРС Рпог. на 1 м интервала обработки составил
Рпог.=0,15...0,3·(55-26)=4,35...8,7 [кг/м].
Для толщины обрабатываемого интервала 6 м требуется 26,1...52,2 кг ГРС. Для толщины 10 м требуется 43,5...87 кг ГРС. Был использован контейнер из насосно-компрессорной трубы диаметром 102 мм длиной 4,6 м объемом 0,026 м3. Вес ГРС заполненного контейнера составлял ~51 кг. При этом вес хлористого алюминия составил 1700·0,026=44,2 кг, а вес толуола 866·0,026·30/100=6,7 кг.
ГРС после приведения в контакт с забойной водой в течение 30 минут реагирования по замерам глубинными манотермометрами обеспечивал прирост температуры с 26 до 60...70 гр. С без изменения давления в интервале скважины 15...20 м. После освоения скважины вышли на технологический режим с повышенным в 1,5...2,0 раза дебитом.
На нагнетательных скважинах Арланского месторождения производилась закачка ГРС, содержащего хлористый алюминий размерами частиц до 1 мм и толуол с присадками, обеспечившими седиментационную устойчивость и прокачиваемость ГРС. При этом на обработку призабойной зоны скважины использовалось 150 кг ГРС из расчета на обработку 10 м интервала перфорации и 20...30 м загрязненной обсадной колонны выше интервала перфорации с учетом потерь ГРС на взаимодействие с остаточной водой на стенках колонны насосно-компрессорных труб. После обработки призабойной зоны скважин наблюдалось значительное увеличение и восстановление приемистости скважин, а также очистка забоя и ствола скважины от эмульсии и различных отложений.
Экономическая эффективность предлагаемого способа показана в таблице 2, где показана стоимость материалов из расчета на обработку 10 м интервала перфорации для Волго-Уральского региона по фактическим ценам предприятий-изготовителей. Стоимость ГРС на основе хлористого алюминия в 6,5 раза ниже ГРС на основе алюминия с галлием, индием и оловом и в 15 раз ниже ракетного топлива на основе баллиститного пороха.
| Таблица 2. | |||
| Тип термогазоисточника | Требуемый вес комплекта на 10 м интервала перфорации для прогрева забоя с 25 до 75 гр.С, кг | Цена материала, руб/кг | Цена комплекта, руб |
| ГРС на основе хлористого алюминия | 50 | 42 | 2100 |
| ГРС на основе алюминия с галлием, индием и оловом | 7,6 | 1783 | 13550 |
| Ракетное топливо на основе баллиститного пороха | 32 | 1000 | 32000 |
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины, включающий доставку в обрабатываемый интервал скважины, заполненный скважинной жидкостью, содержащей, по меньшей мере, воду, гидрореагирующего состава ГРС, изолированного от скважинной жидкости, обладающего свойством вступать в гетерогенную химическую реакцию, по меньшей мере, с водой скважинной жидкости, с выделением тепла и газообразных продуктов, и инициирование химической реакции приведением ГРС в непосредственный контакт со скважинной жидкостью, отличающийся тем, что используют ГРС, включающий, по меньшей мере, гранулы хлористого алюминия и растворитель органических отложениий нефти в призабойной зоне пласта - асфальтенов, смол и парафинов, но не являющийся растворителем по отношению к хлористому алюминию, при объеме растворителя не менее объема порового пространства гранул хлористого алюминия, причем до доставки измеряют температуру на забое в интервале обработки Тз и температуру плавления Тп органических отложений, взятых с забоя скважины, и определяют погонный вес ГРС - Рпог. на 1 м интервала обработки из эмпирической формулы Рпог.=0,15-0,3·(Тп-Тз) [кг/м].
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006111111/03A RU2320862C2 (ru) | 2006-04-05 | 2006-04-05 | Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006111111/03A RU2320862C2 (ru) | 2006-04-05 | 2006-04-05 | Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006111111A RU2006111111A (ru) | 2007-10-27 |
| RU2320862C2 true RU2320862C2 (ru) | 2008-03-27 |
Family
ID=38955335
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006111111/03A RU2320862C2 (ru) | 2006-04-05 | 2006-04-05 | Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2320862C2 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4372213A (en) * | 1979-04-09 | 1983-02-08 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Molten metal-liquid explosive method |
| RU2092682C1 (ru) * | 1996-04-22 | 1997-10-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственная компания "СПЕЦГЕОФИЗСЕРВИС" | Способ обработки пласта жидким горюче-окислительным составом |
| RU2143540C1 (ru) * | 1998-02-27 | 1999-12-27 | Государственное предприятие "Геосинтез" | Скважинный источник для создания импульсов |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| RU2219333C2 (ru) * | 2001-07-19 | 2003-12-20 | Зараменских Николай Михайлович | Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления |
-
2006
- 2006-04-05 RU RU2006111111/03A patent/RU2320862C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4372213A (en) * | 1979-04-09 | 1983-02-08 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Molten metal-liquid explosive method |
| RU2092682C1 (ru) * | 1996-04-22 | 1997-10-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственная компания "СПЕЦГЕОФИЗСЕРВИС" | Способ обработки пласта жидким горюче-окислительным составом |
| RU2143540C1 (ru) * | 1998-02-27 | 1999-12-27 | Государственное предприятие "Геосинтез" | Скважинный источник для создания импульсов |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| RU2219333C2 (ru) * | 2001-07-19 | 2003-12-20 | Зараменских Николай Михайлович | Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006111111A (ru) | 2007-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11492541B2 (en) | Organic salts of oxidizing anions as energetic materials | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| RU2186206C2 (ru) | Способ обработки пласта | |
| USRE21356E (en) | Method of and means for treating wells | |
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| US10053618B2 (en) | Methods of enhancing and generating microfractures in shale formations | |
| US11753583B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| EP3953432B1 (en) | Sandstone stimulation using in-situ mud acid generation | |
| US10961833B2 (en) | Sandstone stimulation using in-situ mud acid generation | |
| US11987751B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| US3712380A (en) | Method for reworking and cleaning wells | |
| US12552982B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| US11739256B2 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| RU2751694C2 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| RU2320862C2 (ru) | Способ термохимической обработки призабойной зоны нефтяных скважин | |
| RU2675617C1 (ru) | Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов (варианты) | |
| US3129760A (en) | Hot caustic treatment of earth formations | |
| RU2859747C1 (ru) | Способ удаления гидратных пробок в газо- и нефтедобывающих скважинах | |
| RU2288357C1 (ru) | Способ химической обработки нефтяных и газовых скважин и устройство для его осуществления | |
| US3718366A (en) | Method for creating permeability in sulfur deposits | |
| EA047524B1 (ru) | Обработка подземных пластов | |
| CA2834374A1 (en) | Thermo-gas-generating systems and methods for oil and gas well stimulation | |
| SA110310313B1 (ar) | نظام كيميائي وطريقة للمعالجة الحرارية لخزان نفط |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080406 |