Спосіб комплексної воднево-термобарохімічної обробки привибійної зони продуктивного пласта

Реферат: Винахід належить до нафтогазовидобувної галузі, а саме до способів підвищення продуктивності нафтових, газових і газоконденсатних свердловин. Спосіб включає введення в зону обробки свердловини об'ємів першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними (ГОС) і гідрореагуючими (ГРС) складами різної густини, яке здійснюють з розділенням останніх об'ємом спеціальної рідини, що створює в експлуатаційній колоні гелеподібний пакер першого складу із заданим часом деструкції гелю для тимчасового блокування змішування першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними і 3 гідрореагуючими складами відповідно. Далі закачують технічну рідину густиною =0,9-1,25 г/см в об'ємі до 10 % від сумарного об'єму технологічних рідин першого і другого складів. Після чого в експлуатаційну колону вводять гелеподібний пакер другого складу у вигляді шару в'язкої неньютонівської рідини із заданим терміном полімеризації (твердіння) та деструкції. Спосіб дозволяє підвищити ефективність обробки продуктивного пласта і продуктивність свердловини. UA 113256 C2 (12) UA 113256 C2 UA 113256 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Винахід належить до нафтогазовидобувної галузі, а саме до способів підвищення продуктивності нафтових, газових і газоконденсатних свердловин. Відомий спосіб термохімічної обробки продуктивного пласта (пат. РФ 2153065 С1, Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 20.07.2000), що включає закачування в зону обробки свердловини горючо-окиснювального складу і доставку ініціатора горіння, при цьому зону обробки на глибині залягання пласта понад 1200 м ізолюють шляхом установки пакерів на 45-55 м вище зони перфорації. Спосіб низькоефективний через втрати в пластах глибокого залягання понад 1200 м основного активного газового компонента реакції розкладання гідрореагуючого складу (ГРС) з водою - водню, основна частина якого через міжтрубний простір і насосно-компресорні труби (НКТ) втрачається в атмосфері та лише частково надає фільтраційну дію на поровий простір привибійної зони пласта, що істотно обмежує проникність порового простору. Відомий спосіб підвищення продуктивності свердловини (пат. РФ 2191259 С2, Е21В43/263, опубл. 20.10.2002), що полягає в установці рідкого пакера у вигляді стовпа в'язкої неньютонівської рідини з розклинювальним агентом вище продуктивного пласта, доставці порохового генератора тиску в інтервал проміжку між пакером і продуктивним пластом, тиском порохових газів якого здійснюють гідророзрив продуктивного пласта. Відомий спосіб з використанням гідророзриву пласта екологічно небезпечний через порушення цілісності породи пласта, результатом якого є обводнення продуктивного пласта. Спосіб малоефективний через низький ступінь термобарохімічної дії реакційних компонентів газів, що генеруються пороховим зарядом. Найбільш близьким за технічним результатом є спосіб комплексного водневого та термобарохімічного впливу на привибійну зону продуктивного пласта (пат. України 102501 С2, Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 10.07.2013), що включає роздільно-послідовну доставку через насосно-компресорні труби окремими об'ємами першої і другої технологічних рідин з горючоокиснювальними складами (ГОС) на основі комплексних солей, один з яких містить у герметичних міні-контейнерах з полімерного матеріалу гідрореагуючий склад (ГРС) на основі алюмінію. Відомий спосіб не досить ефективний внаслідок часткового відтоку через міжтрубний простір і насосно-компресорні труби (НКТ) з втратою в атмосфері реакційного водню, через що знижується фільтраційна здатність активних газів, яка обумовлює низьку проникність останніх до порового простору продуктивного пласта. В основу винаходу поставлено задачу створення способу комплексної водневотермобарохімічної обробки привибійної зони продуктивного пласта, в якому шляхом використання рідких пакерів в'язкої неньютонівської рідини: першого з заданим терміном стратифікації і здатністю тимчасово блокувати змішування технологічних рідин, які містять горючо-окиснювальний і гідрореагуючий склади, для тимчасової затримки початку виникнення термобарохімічних реакцій, і другого - з заданим життєвим циклом, за допомогою якого забезпечують надійну герметизацію НКТ і міжтрубного простору для досягнення оптимальних тиску і температури в зоні реакції та мінімізації втрат генерованих в термобарохімічних реакціях активних газів, у тому числі водню, що підвищує фільтраційні властивості порового простору, сприяє вирівнюванню профілю проникності по висоті продуктивного пласта, за рахунок чого досягнуто підвищення ефективності обробки продуктивного пласта і продуктивності свердловини. Поставлена задача вирішується тим, що в способі комплексної воднево-термобарохімічної обробки привибійної зони продуктивного пласта, що включає роздільно-послідовну доставку через насосно-компресорні труби окремими об'ємами першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними складами (ГОС) на основі комплексних солей, один з яких містить у герметичних міні-контейнерах з полімерного матеріалу гідрореагуючий склад (ГРС) на основі алюмінію, згідно з винаходом, введення в зону обробки свердловини об'ємів першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними і гідрореагуючими складами різної густини здійснюють з розділенням останніх об'ємом спеціальної рідини, що створює в експлуатаційній колоні гелеподібний пакер першого складу із заданим часом деструкції гелю для тимчасового блокування змішування першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними і гідрореагуючими складами відповідно, з подальшим закачуванням технічної рідини густиною 3 ρ=0,9-1,25 г/см в об'ємі до 10 % від сумарного об'єму технологічних рідин першого і другого складів, після чого в експлуатаційну колону вводять гелеподібний пакер другого складу у вигляді шару в'язкої неньютонівської рідини із заданим терміном полімеризації (твердіння) та деструкції. 1 UA 113256 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Крім того, об'єм гелеподібного пакера першого складу не перевищує об'єму експлуатаційної колони в зоні перфорації продуктивного пласта, а об'єм гелеподібного пакера другого складу знаходиться в межах від 10 до 50 % від сумарного об'єму першої і другої технологічних рідин. Введення в зону обробки свердловини об'ємів першої і другої технологічних рідин з горючоокиснювальними і гідрореагуючими складами різної густини здійснюють з розділенням останніх об'ємом спеціальної рідини, що утворює в експлуатаційній колоні гелеподібний пакер першого складу із заданим часом деструкції гелю для тимчасового блокування змішування першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними і гідрореагуючими складами, що дозволяє виключити взаємодію (реагування) при доставці і призупинити початок перемішування першої і другої технологічних рідин для підвищення ефективності обробки продуктивного пласта і продуктивності свердловини. Введення в експлуатаційну колону гелеподібного пакера другого складу у вигляді шару в'язкої неньютонівської рідини із заданим терміном полімеризації (твердіння) та деструкції здійснюють для герметизації реакційної зони експлуатаційної колони на термін, достатній для завершення реакцій в експлуатаційній колоні, що дозволяє звести до мінімуму втрати генерованих впродовж проходження термобарохімічних реакцій у привибійній зоні продуктивного пласта активних газів, в першу чергу водню, який підвищує фільтраційні властивості продуктивного пласта з вирівнюванням профілю його проникності по висоті та підвищенням ефективності обробки пласта і продуктивності свердловини. 3 Закачування технічної рідини з густиною ρ=0,9-1,25 г/см в об'ємі до 10 % від сумарного об'єму першої і другої технологічних рідин здійснюють у мінімальному об'ємі для створення розділювального прошарку, необхідного при формуванні шару другого пакера і установки останнього над зоною перфорації. Крім того, об'єм гелеподібного пакера першого складу не перевищує об'єму експлуатаційної колони в зоні перфорації продуктивного пласта, а об'єм гелеподібного пакера другого складу знаходиться в межах від 10 до 50 % від сумарного об'єму першої і другої технологічних рідин, при якому нижнє значення визначене з умов мінімального об'єму сформованого пакера, а верхнє - оптимальною кількістю, необхідною для обробки складних розвинених свердловин з декількома стовбурами. Спосіб полягає в наступному. Для обробки привибійної зони свердловина глушиться технічною водою або вуглеводнем. Через насосно-компресорні труби 1, спущені на глибину 2-5 м до вибою, здійснюють 3 закачування першої технологічної рідини 4 густиною 1,3-1,4 г/см із розміщенням останньої в експлуатаційній колоні 2 до рівня нижніх отворів зони 3 перфорації. Після підйому насосно-компресорних труб 1 на 25-35 м над верхніми отворами зони 3 перфорації здійснюють закачування рідкого гелеподібного пакера першого складу густиною 1,13 1,2 г/см (наприклад такого складу: гелеутворювач - ГПГ-3, зшиваючий агент - БС-1, деструктор - ХВ і регулятор деструкції - ПАР у заданому співвідношенні компонентів згідно з умовами змінення реологічних та пластичних властивостей та заданим терміном дестабілізації) із заданим часом деструкції гелю, який створює в експлуатаційній колоні 2 шар 5 для тимчасового блокування змішування (з відстроченням початку проходження реакцій) першої і другої технологічних рідин з ГОС і ГРС в об'ємі, що не перевищує об'єму експлуатаційної колони 2 у зоні 3 перфорації продуктивного пласта. При цьому, при наявності високої поглинаючої активності свердловини для запобігання поглинання продуктивним пластом другої технологічної рідини, об'єм гелеподібного пакера першого складу дорівнює об'єму експлуатаційної колони в зоні 3 перфорації продуктивного пласта. 3 Далі здійснюють закачування і доставку другої технологічної рідини густиною 1,6-1,8 г/см , що містить у заданому об'ємі в герметичних міні-контейнерах ГРС на основі алюмогідриду натрію (АГН) - NaAlH4 і (або) алюмогідриднатрієвого композиту (АГНК) - 50 % NaH+50 % Аl, шар 6 якої по висоті експлуатаційної колони 2 встановлюється дещо вище верхніх отворів зони 3 перфорації. При цьому, шар 6 другої технологічної рідини тимчасово утримується від перемішування з шаром 4 першої технологічної рідини за допомогою шару 5 першого пакера. 3 Здійснюють стабілізацію свердловини технічною рідиною з густиною ρ=0,9-1,25 г/см в об'ємі, мінімально необхідному для розмежування другої технологічної рідини і пакера та використання в реакції з ГРС, який становить до 10 % від сумарного об'єму першої і другої технологічних рідин з формуванням шару 7. Після цього в міжтрубний простір закачують рідкий пакер другого складу густиною 1,05-1,1 3 г/см (наприклад такого складу: гелеутворювач - ГПГ-3, зшиваючий агент - БС-1, деструктор ХВ і регулятор деструкції - ПАР у заданому співвідношенні компонентів згідно з умовами змінення реологічних та пластичних властивостей на заданий термін до початку деструкції) у 2 UA 113256 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 вигляді в'язкої неньютонівської рідини з формуванням шару 8, що перекриває переріз міжтрубного простору, при полімеризації (твердінні) якого відбувається повна герметизація насосно-компресорних труб 1 і міжтрубного простору. По закінченні заданого терміну стратифікації (60 хвилин) в шарі 5 відбувається обумовлене різницею густин під дією сили тяжіння перемішування першої і другої технологічних рідин з виникненням екзотермічної реакції горючо-окиснювальних та гідрореагуючих складів шарів 4 та 6 з активним підвищенням тиску і температури в зоні реакції експлуатаційної колони 2. У міру досягнення температур в інтервалі 160-180 °C відбувається поступовий вступ до реакції гідрореагуючого складу, який вивільняється при термічному руйнуванні міні-контейнерів залежно від типу матеріалу полімерної оболонки, що дозволяє регулювати процес генерування водню. Екзотермічна реакція гідрореагуючих складів АГНК та АГН з водою відбувається з генеруванням водню: NaAlH4+4H2ONaOH+Al(OH)3+4H2 - теплотворна здатність при реакції з водою складає 9546 кДж/кг; 2NaH+2Al+4H2O2NaAlO2+5H2 - теплотворна здатність при реакції з водою складає 11023 кДж/кг. При цьому, концентрація горючо-окиснювальних складів підвищується, відбувається взаємодія з породою пласта з утворенням активних газів Н 2, CO, СО2, N2, NO2, N2O5 і пари. Генерований водень є активатором процесів фільтрації в пласт, у тому числі і для важчих газів, які виділяються в ході реакцій, що сприяє відбуванню процесу часткового гідрокрекінгу важких фракцій вуглеводнів та має особливо важливе значення на родовищах з високим вмістом парафінів і (або) асфальтенів в нафті. По закінченні реагування компонентів системи горючо-окиснювальний-гідрореагуючий склади (з розрахунку заданих об'ємів реагентів і параметрів зони обробки) з остаточним завершенням реакцій в експлуатаційній колоні, орієнтовний час якого складає 12-24 годин, відбувається деструкція з руйнуванням другого пакера і розгерметизація експлуатаційної колони. Приклад конкретного виконання. Проведення комплексної воднево-термобарохімічної обробки свердловини глибиною 1500 м, внутрішнім діаметром обсадної колони 150 мм з інтервалом перфорації 1465-1470 м здійснюють таким чином. При заглушеній технічною водою або вуглеводнем свердловині на глибину 2 м до вибою спускають насосно-компресорні труби, через які до рівня нижніх отворів перфорації здійснюють закачування першої технологічної рідини з горючо-окиснювальним 3 складом на основі комплексних солей густиною 1,3-1,4 г/см . Після підйому НКТ на 30 м вище верхніх отворів зони перфорації закачують пакер першого 3 складу густиною 1,1-1,2 г/см (наприклад, що складається з гелеутворювача ГПГ-3-3 кг, зшиваючого агенту БС-1 або БС-1.3-1,5 кг, деструктора ХВ-1-0,01 кг і регулятора деструкції ПАР - 1,0 л) з терміном стратифікації 60 хвилин. Здійснюють закачування обважненої до густини 1,63 1,8 г/см другої технологічної рідини з горючо-окиснювальним складом, яка містить в дозованому об'ємі в герметичних контейнерах ГРС на основі алюмогідриду натрію (АГН) NaAlH4 і (або) алюмогідриднатрієвого композиту (АГНК) - 50 % NaH+50 % Аl. 3 Далі закачують технічну рідину - мінералізовану воду густиною 1,15 г/см об'ємом до 10 % від сумарного об'єму першої і другої технологічних рідин. 3 Закачують пакер другого складу густиною 1,05-1,1 г/см (наприклад, що складається з гелеутворювача ГПГ-3-12 кг, зшиваючого агенту БС-1 або БС-1.3-9 кг, деструктора ХВ-1-0,03 кг і регулятора деструкції - ПАР - 6 л) з технологічною полімеризацією (твердінням) тривалістю 20 хвилин. По закінченню 20 хвилин пакер другого складу полімеризується, герметизує трубний і затрубний простори та відсікає розташований нижче реакційний об'єм колони. Приблизно водночас з цим спливає термін стратифікації пакера першого складу та під дією сили тяжіння відбувається перемішування першої і другої технологічних рідин з ГОС і ГРС. У зоні їх змішування виникає екзотермічна реакція, при досягненні температури якої в інтервалі 160180 °C відбувається руйнація міні-контейнерів та початок реакцій гідролізу ГРС на основі АГН або АГНК з генеруванням водню. При цьому в зоні реакції підвищується температура і тиск, за рахунок чого збільшується реакційна здатність системи, генерований активний водень фільтрується в пласт з підвищенням проникності останнього, що сприяє фільтрації в пласт інших газів (CO, CO 2, N2, NO2, N2O5) і пари, які виділяються в ході реакцій. 3 UA 113256 C2 5 10 15 Далі в пласт фільтруються кислоти (НСl, HNO 3 і HF), що виділяються в ході реакцій з горючо-окиснювальних складів та комплексних сполук в експлуатаційній колоні. Кислоти вступають в реакції з асфальтосмолопарафіністими відкладеннями (АСПВ) та породою пласта, додатково очищуючи пори продуктивного пласта з відкриттям нових. При цьому, в умовах високого тиску та високотемпературної реакції з генеруванням водню відбувається процес часткового гідрокрекінгу АСПВ, який сприяє додатковому очищенню порового простору привибійної зони продуктивного пласта та підвищенню його фільтраційних властивостей. Після остаточного закінчення термогазохімічного процесу через 24 години відбувається деструкція пакера другого складу та розгерметизація об'єму трубного і затрубного просторів. Після цього здійснюють нейтралізацію і слабокислотну обробку привибійної зони продуктивного пласта. Таким чином, використання для забезпечення регулювання взаємодії технологічних рідин з ГОС і ГРС та герметизації на заданий термін реакційного об'єму свердловин бар'єрних функцій пакерів з гельованою структурою, здатних змінювати свої фізичні властивості, дозволяє суттєво підвищити ефективність обробки продуктивного пласта при проведенні комплексної водневотермобарохiмічної обробки привибійної зони пласта та збільшити продуктивність свердловини. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 20 25 30 35 1. Спосіб комплексної воднево-термобарохімічної обробки привибійної зони, який включає роздільно-послідовну доставку через насосно-компресорні труби окремими об'ємами першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальних складів (ГОС) на основі комплексних солей, один з яких містить у герметичних міні-контейнерах з полімерного матеріалу гідрореагуючий склад (ГРС) на основі алюмінію, який відрізняється тим, що введення в зону обробки свердловини об'ємів першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними (ГОС) і гідрореагуючими (ГРС) складами різної густини здійснюють з розділенням останніх об'ємом спеціальної рідини, що створює в експлуатаційній колоні гелеподібний пакер першого складу із заданим часом деструкції гелю для тимчасового блокування змішування першої і другої технологічних рідин з горючо-окиснювальними і гідрореагуючими складами відповідно, з 3 подальшим закачуванням технічної рідини густиною =0,9-1,25 г/см в об'ємі до 10 % від сумарного об'єму технологічних рідин першого і другого складів, після чого в експлуатаційну колону вводять гелеподібний пакер другого складу у вигляді шару в'язкої неньютонівської рідини із заданим терміном полімеризації (твердіння) та деструкції. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що об'єм гелеподібного пакера першого складу не перевищує об'єму експлуатаційної колони в зоні перфорації продуктивного пласта, а об'єм гелеподібного пакера другого складу знаходиться в межах від 10 до 50 % від сумарного об'єму технологічних рідин з горючо-окиснювальними і гідрореагуючими складами. Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4