RU2813270C1 - Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2813270C1 RU2813270C1 RU2023104322A RU2023104322A RU2813270C1 RU 2813270 C1 RU2813270 C1 RU 2813270C1 RU 2023104322 A RU2023104322 A RU 2023104322A RU 2023104322 A RU2023104322 A RU 2023104322A RU 2813270 C1 RU2813270 C1 RU 2813270C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- proppant
- well
- oil
- pumped
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 35
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 34
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 26
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000008188 pellet Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 10
- 229910000365 copper sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L copper(II) sulfate Chemical compound [Cu+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] ARUVKPQLZAKDPS-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 229910000366 copper(II) sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 7
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 7
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- -1 hydrocarbon hydrocarbon Chemical class 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проницаемости призабойной зоны, увеличение дебита скважины и повышение нефтеотдачи продуктивного пласта при добыче нефти и газа. В способе обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта по первому варианту проводят гидроразрыв пласта, в образованную трещину закачивают песконесущую жидкость на водной или углеводородной основе - водный гель или обратную углеводородную микроэмульсию - с проппантом, содержащую в качестве гранулированного магния окатыши магния с размером зерен до 1 мм, и дополнительно при использовании водного геля - гранулированные аммиачную селитру и карбамид, при использовании обратной углеводородной микроэмульсии - гранулированную аммиачную селитру, чередуют с закачкой песконесущей жидкости только с проппантом во избежание высоких устьевых давлений на скважине, формируя термогазогенерирующие порции - термогазогенерирующие закладки в количестве 2-3 на удаленном от скважины конце трещины и на половине длины трещины. После завершения установки последней термогазогенерирующей закладки на удалении 5-10 м от забоя скважины в трещину закачивают песконесущую жидкость только с проппантом, затем проводят технологическую выдержку 8-10 ч для смыкания трещины. После чего в скважину закачивают 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфатом меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохичимической реакции в ограниченном объеме породы. В способе по второму варианту проводят гидроразрыв пласта, производят закладку порции проппанта с магнием в удаленную от скважины зону трещины, затем закачивают в пласт в объеме, достаточном для заполнения всего объема раскрытой и зафиксированной трещины, термогазогенерирующий состав - водный раствор аммиачной селитры и карбамида или обратную эмульсию на основе водного раствора аммиачной селитры и нефти, после чего закачивают 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфатом меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохимической реакции по всей длине трещины. 2 н.п. ф-лы, 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивного пласта, и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны, увеличения дебита скважины и повышения нефтеотдачи продуктивного пласта при добыче нефти и газа.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта с использованием технологий термокислотной и термогазохимической обработки призабойной зоны пласта. Основа существующих технологий - использование тепловой энергии, которая образуется при взаимодействии водных растворов соляной кислоты с металлическим магнием (И.Т. Мищенко. Скважинная добыча нефти. «Нефть и Газ. 2007 г.» УДК 622.276.5, стр. 253-256).
Эта реакция протекает с выделением тепловой энергии, которая нагревает раствор кислоты и пласт, расплавляет парафиновые и смолистые отложения. Оставшийся кислотный раствор после взаимодействия с магнием растворяет очищенную от отложений породу, увеличивая размеры каналов и трещин, по которым продукция поступает в скважину.
Этот способ имеет ряд существенных недостатков. Прежде всего недостаточная температура для отмывания парафино-смолистых отложений, снижение активности кислотного раствора, необходимой для увеличения каналов и трещин в породе. Процесс снижения концентрации кислоты, а следовательно, и эффективность ее работы зависит от температуры пласта, первоначальной концентрации кислотного раствора, производительности насосных агрегатов, закачивающих кислотный раствор в пласт.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта путем закачки в продуктивную зону суспензии гранулированного магния и аммиачной селитры в жидкости на углеводородной основе с последующей закачкой в пласт раствора соляной кислоты. При этом соляная кислота, взаимодействуя с магнием, повышает температуру кислоты и инициирует разложение аммиачной селитры. (А.с. 640023, МПК2 Е21В 43/24).
Недостатками данного способа при взаимодействии магния с соляной кислотой являются: снижение концентрации соляной кислоты в растворе при ее активном взаимодействии с магнием; разложение аммиачной селитры требует создания высокой температуры (200-250°С), следовательно, для повышения температура тратится большое количество кислоты. Кроме этого, гранулированный магний, помещенный в углеводородную основу (суспензия), в дополнении к окисной пленке создает углеводородную пленку и комплексный раствор аммиачной селитры и соляной кислоты слабо реагирует с гранулированным магнием и не образует высокотемпературную реакцию. Для создания активной высокотемпературной реакции в суспензию требуется вводить дополнительные реагенту, которые снимают проблемы окисной и углеводородной пленки.
Кроме этого недостатками данных способов являются высокая коррозионная агрессивность соляной кислоты и введенных реагентов по отношению к нефтепромысловому оборудованию и возможность взрывной реакции смеси углеводородных газов водорода и кислорода на последней стадии, что может отрицательно сказаться на состоянии цементного кольца и самой эксплуатационной колонны в интервале обработки.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, где при гидроразрыве пласта (ГРП) в обрабатываемую зону закачивают смесь гранулированного магния и проппанта жидкостями на углеводородной или водной основе, а затем в обрабатываемую зону пласта закачивают горюче-окислительный состав (ГОС) с последующей закачкой кислотного раствора (патент РФ №2440490).
Реакция окисления предложенной рецептуры ГОС является взрывобезопасной, а сам процесс разложения протекает достаточно медленно - от 30 секунд до 20 минут. Это позволяет исключить взрывное воздействие на скважину (на колонну и цементное кольцо) и, в то же время, образовавшиеся газы и пары воды создают в призабойной зоне, на удалении 5-10 метров от забоя скважины, давление 500-600 атмосфер, которое необходимо для образования вторичной сети трещин вокруг зоны протекания реакции окисления ГОС. Этот патент принят нами за прототип.
Предложенная в выбранном прототипе технология последовательного воздействия - гидроразрыв пласта, закачка в образовавшуюся трещину смеси магния с проппантом и последующая закачка ГОС и кислотного состава ограничена призабойной зоной воздействия и не затрагивает удаленную, менее дренируемую и наиболее продуктивную зону нефтегазоносного пласта.
Задачей изобретения является повышение эффективности существующих способов обработки призабойной и удаленной зон пласта, для повышения конечной нефтеотдачи продуктивного пласта и увеличения дебита нефтяных скважин, в том числе и высоковязких, парафино-смолистых нефтей.
Указанная задача достигается тем, что в предлагаемом способе обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающем проведение гидроразрыва пласта и закачку в пласт песконесущей жидкости на водной или углеводородной основе с гранулированным магнием и пропантом, последующую закачку водного раствора соляной кислоты, согласно изобретению, проводят гидроразрыв пласта, в образованную трещину закачивают песконесущую жидкость на водной или углеводородной основе - водный гель или обратную углеводородную микроэмульсию - с проппантом, содержащую в качестве гранулированного магния окатыши магния с размером зерен до 1 мм, и дополнительно при использовании водного геля - гранулированные аммиачную селитру и карбамид, при использовании обратной углеводородной микроэмульсии - гранулированную аммиачную селитру, чередуют с закачкой песконесущей жидкости только с проппантом во избежание высоких устьевых давлений на скважине, формируя термогазогенерирующие порции - термогазогенерирующие закладки в количестве 2-3 на удаленном от скважины конце трещины и на половине длины трещины, после завершения установки последней термогазогенерирующей закладки на удалении 5-10 метров от забоя скважины в трещину закачивают песконесущую жидкость только с проппантом, затем проводят технологическую выдержку 8-10 часов для смыкания трещины, после чего в скважину закачивают 12-15% водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфат меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохичимической реакции в ограниченном объеме породы, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.
И способе обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающем гидроразрыв пласта, размещение в пласте гранулированного магния и проппанта, последующую закачку водного раствора соляной кислоты, согласно изобретению проводят гидроразрыв пласта, производят закладку порции проппанта с магнием в удаленную от скважины зону трещины, затем закачивают в пласт в объеме, достаточном для заполнения всего объема раскрытой и зафиксированной трещины, термогазогенерирующий состав - водный раствор аммиачной селитры и карбамида или обратную эмульсию на основе водного раствора аммиачной селитры и нефти, после чего закачивают 12-15% водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфат меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохичимической реакции по всей длине трещины, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.
В нефтедобыче технология гидравлического разрыва пласта ГРП, в которой под большим давлением и при высоком расходе вязкоупругой жидкости (песконосителе) в продуктивный пласт закачивается песконесущая жидкость на водной или углеводородной основе с включением в нее расклинивающего агента (песок, проппант и прочие) который не позволяет образовавшейся при ГРП трещине сомкнуться. Размеры и длина трещины зависят от геологии региона, применяемых жидкостей разрыва, расклинивающего агента и мощности технического оборудования. Но создаваемая трещина не всегда может обеспечить ожидаемую продуктивность скважины, поскольку создает однонаправленную трещину, не затрагивая матрицу продуктивного пласта, в которой межпортовая связь не является доставочной высокой для обеспечения полного дренирования залегающих углеводородов - нефть, газ, ШФЛУ и не обеспечивает высокую продуктивность скважин.
Предлагается способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, при котором для создания вторичной трещиноватости по всей периферии трещины ГРП, определяют раскрытый объем трещины ГРП и формируют термогазогенерирующие порции – закладки - в количестве от 1 до 5 и более на удаленном участке, равномерно размещая их по всей длине трещины, и тем самым обеспечивают в ограниченном объеме породы термогазохимическое воздействие. Во избежание высоких устьевых давлений в скважине, последняя термогазохимическая закладка, при завершении ГРП, выполнена на удалении 5-10 м от забоя скважины и процесс заканчивают закачкой песконесущей жидкости только с проппантом. Проводят технологическую выдержку 8-10 часов для смыкания трещин, затем в скважину закачивают водный раствор 12-15% соляной кислоты с инициатором - сульфат меди CuSO4 или хлорное железо FrCl3 или другие, который запускает процесс термогазохичимической реакции, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрева зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.
В песконесущую жидкость - водный гель или углеводородные составы - подают сухие реагенты: окатыши реактивных металлов ОРМ - Mg, Zn, Al, Cu - аммиачная селитра и карбамид, при использовании песконесущей жидкости на водной основе. Карбамид исключают из состава при использовании песконесущей жидкости на углеводородной основе. При использовании сухих веществ в ГРП термогазохимическая реакции происходит в ограниченном объеме породы.
В предложенном варианте способа обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта получают разветвленную систему вторичных трещин, что создает условия для дренирования удаленных, малопроницаемых зон в продуктивной толще пласта.
Также в предложенном изобретении предлагается вариант способа обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, при котором производят закладку порции прппанта с магнием в удаленную зону трещины и закачивают в пласт термогенерирующий раствор в виде водного раствора аммиачной селитры, карбамида или без карбамида при использовании обратной эмульсии на основе водного раствора аммиачной селитры и нефти, затем закачивают водный раствор 12-15% соляной кислоты с инициатором, который запускает процесс термогазохичимической реакции по всей длине трещины, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины. В качестве инициатора так же используется сульфат меди CuSO4, или хлорное железо FrCl3.
При указанном варианте изобретения создается трещиноватость и прогрев породы по всей длине трещины ГРП, при котором перед активацией закладок кислотным раствором с инициатором, производят закачку водного раствора аммиачной селитры в объеме, достаточном для заполнения всего объема раскрытой и зафиксированной проппантом трещины.
В качестве песконесущих жидкостей могут применяться два вида жидкостей:
- комплексные водные растворы, приготовленные по технологии жидкостей ГРП российских производителей.
- комплексная углеводородная эмульсия на основе водного раствора аммиачной селитры и других структурируемых и инициирующих добавок.
Приготовление обратной углеводородной микроэмульсии производят при последовательном смешивании углеводородной фазы - нефть, дизельное топливо, ШФЛУ - с эмульгатором и введение в углеводородный УВ раствор водного раствора аммиачной селитры и других активирующих химических добавок. Дополнительные сухие и жидкие реагенты, магний, проппант, аммиачная селитра вводятся во время закачки песконесущей жидкости в пласт и позволяют запустить термогазохимическую реакцию в ограниченном объеме породы, создают условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при освоении скважины.
Основным инициирующим материалом для запуска термогазохимического разложения аммиачной селитры, карбамида и углеводородов является гранулированный магний и другие окатыши реактивных металлов с размером зерен до 1 мм.
Песконесущие жидкости на основе водных растворов или обратных углеводородных эмульсий готовят на приустьевой (кустовой) площадке месторождения с помощью комплексного оборудования приготовления и контроля закачки промысловых технологических жидкостей. Этот комплекс оборудования может готовить не только бинарные составы для термогазохимического воздействия, но и обратные микроэмульсии для работы с нагнетательным фондом скважин.
Вышеуказанные эффекты способствуют закачке большего количества проппанта и размещению его в системе трещин на интервале пласта техногенным путем увеличивая объем стимуляции по ширине коллектора, так и на интервале перемычек и продуктивных пропластков, расположенных на удалении от коллектора, что позволит снизить избыточное чистое давление, за счет создания системы трещин.
Примеры реализации предлагаемого изобретения.
Проведены аналитическая работа и лабораторно-стендовые эксперименты в открытом объеме и в бронекамере с высокоатмосферным имитационным стендом.
Для определения количества тепловыделения различных химических реагентов проведена аналитическая и лабораторно-стендовая работа для расчета и подбора оптимальных соотношениями химических реагентов и окатышей реактивных металлов ОРМ, подаваемых в песконесущую жидкость вместе с расклинивающим материалом - проппант или песок.
Расчет тепловыделения
Лабораторный эксперимент №2
Применяемые реагенты:
Ход эксперимента:
В сухую навеску АС+К+ОРМ (Mg)+Нефть (15 г), вливается инициирующая добавка
- СКК+МК (21 мл). Реакция навески с инициирующей добавкой происходит моментально, время реагирования - 3 мин, средняя температура - 110°С.
Стендовые эксперименты. Ход эксперимента 1:
В начало стенда заложили 30 см пропанта, далее керн песчаник и карбонат, засыпали их перемешанным с проппантом ОРМ - Mg (100 г)+АС (150 г)+К (40 г). Закачали в стенд водный раствор аммиачной селитры - (ВРАЗ) 2 л и СКК+МК (1,5 л). После вливания СКК+МК сразу произошел мгновенный скачок давления (сработал клапан – 180 атм) и начался быстрый рост температуры - 312°С.
Ход эксперимента 2:
Заложили в начало стенда 50 см пропанта, далее керн песчаник и карбонат и засыпали их перемешанным с пропантом (250 г), ОРМ Mg (100 г)+АС (200 г)+К (40 г)
Последовательно закачали обратную эмульсию (1 л) и СКК 12%+МК (2 л).
Выводы:
После двухэтапной прокачки составов ВРАЗ и СКК-Т с Инициатором (МК) был извлечен керн и проппант из стенда, определена реактивная способность остатков ГРМ Mg в спекшемся проппанте и прочность спекшегося проппанта вокруг керна:
- произошло спекание проппанта и образование прочного образца (куска) с хорошими проницаемостями по воде и воздуху;
- прореагированный (отработанный) магний, включенный в кусок извлеченного прочного образца (куска) проппанта, слабо реагирует на кислотно-солевой (СКК-Т) состав.
- два одинаковых куска керна извлечены в виде одного аморфного, пластичного куска, легко разрушаемого при нажатии пальцами.
Исходя из проделанной аналитической и лабораторно-стендовой работы в открытом объеме, в бронекамере и высоко атмосферном имитационном стенде, определены оптимальные рабочие навески проппанта, гранулированного магния, аммиачной селитры, карбамида, углеводородов и инициирующих химических добавок, которые генерируют максимально возможное и достаточное давление и температуру в зоне реагирования и исключают взрывной характер воздействия работы.
Для проведения промысловых работ по предлагаемому способу формируют 2-3 «закладки» в одну скважину, состоящих из 2-3 м2 песконесущего раствора с наполнителем. В 1 м2 песконесущей жидкости на пресной воде, замешивают и сшивают в блендере ГРП проппант - 300 кг, магний ОГМ - 150 кг, аммиачную селитру - 300 кг, карбамид - 50 кг.
Дополнительные материалы к заявке на способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта
Перед проведением эксперимента на стенде, был проведен ряд лабораторных экспериментов на реакцию гранулированного Mg до 1 мм в растворе соляной кислоте различной концентрации и аммиачной селитры.
Лабораторный Опыт №1
В 150 мл приготовленного раствора АС+HCl(12%), ввели 10 г гранулированного Mg до 1 мм. Раствор запускается через 1 минуту, температура поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.
Лабораторный Опыт №2
В 150 мл приготовленного раствора АС+HCl(13%), ввели 10 г гранулированного Mg до 1 мм. Раствор запускается через 30 секунд, температура поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.
Лабораторный Опыт №3
В 150 мл приготовленной обратной углеводородно-аммиачной эмульсии ввели 10 г гранулированного магния, запустили реакцию раствором 14% соляной кислоты 100 мл. Наблюдается бурная реакция, температура мгновенно поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.
Лабораторный Опыт №4
В 150 мл приготовленной обратной углеводородно-аммиачной эмульсии ввели 10 г. гранулированного магния, запустили реакцию раствором 15% соляной кислоты 100 мл. Наблюдается бурная реакция, температура мгновенно поднимается до 90°С. Реагирует 10 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.
Лабораторный Опыт №5
В 150 мл приготовленного водного геля ввели 10 г вторичного (гранулированного) магния до 1 мм, запустили реакцию раствором 15% соляной кислоты 100 мл. Наблюдается мгновенный рост температуры, поднимается до 110 °С. Реагирует 20 минут, после чего реакция прекращается и температура идет на спад.
Лабораторный эксперимент №4
Применяемые реагенты:
Ход эксперимента:
В сухую навеску АС+Карбамид+МГ+Нефть (15 г), вливается инициирующая добавка - СКК 15% HCl+МК (21 мл). Реакция навески с инициирующей добавкой происходит моментально, время реагирования - 3 мин, средняя температура - 110°С.
Стендовый Эксперимент
Эксперимента №1:
В начало стенда заложили 30 см проппанта, далее керн песчаник и карбонат, засыпали их перемешанным с проппантом ОРМ - Mg до 1 мм (100 г)+АС (150 г)+К (40 г). Закачали в стенд водный раствор аммиачной селитры - (ВРАЗ) 2 л и СКК 15% HCl+МК (1,5 л). После вливания СКК+МК сразу произошел мгновенный скачок давления (сработал клапан – 180 атм) и начался быстрый рост температуры - 312°С.
Эксперимент №2
Первоначально в кернодержатель, в 20 см от места закачки растворов засыпали 300 г гранулированного Mg до 1 мм и далее полностью наполнили стенд инертным наполнителем - проппантом. Закрыли стенд и начали прокачку 1 л 65% раствора аммиачной селитры и продавили его 200 мл буфера технической воды. Далее закачали 1,3 л 14% соляной кислоты и закрыли линию запорными кранами до и после модели. Система полностью закрыта с обеих сторон. В таблице 1 приведены параметры проведения эксперимента
После прокачки 1,3 л 14% HCl давление постепенно в течение 7-10 минут поднималось до 10-11 атм и температура с 30,0 до 125°С. Далее скачкообразно в течение 2-3 минут произошел мгновенный рост давления на входе в кернодержатель с 10 до 60 атм, и температуры на середине кернодержателя со 130 до 446°С. Максимальные значение абсолютной температуры достигало 480-490°С. В это время давление возросло до 105 атм и через 10 минут упало до 80 атм, что было связано со сбросом предохранительного клапана, в целях безопасности на 210 атм.
Под воздействием соляной кислоты на гранулированный Mg происходит выделение водорода с повышением температур до 90-100°С и давления до небольших показателей.
Температурный эффект, получаемый при втором этапе реакции водорода и нитрата аммония значительно выше, и может достигать температуры до 250°С, при которой может наступить третий этап прямого разложения нитрата аммония и дополнительный нагрев призабойной зоны до температуры 500-600°С. В этом случае обеспечивается полное разложение магния, аммиачной селитры и максимальный прогрев породы в призабойной зоне.
Продуктами реакции являются бессолевые продукты, газы (N2 и СО2) и вода, что позволяет избежать кольматации межпорового пространство коллектора и не снижает его фильтрационно-емкостные свойства.
Кроме этого при достижении давления в зоне разложения аммиачной селитры выше горного, происходят локальные ГРП и последующее образование сети вторичной трещиноватости в продуктивном пласте.
Claims (2)
1. Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий проведение гидроразрыва пласта и закачку в пласт песконесущей жидкости на водной или углеводородной основе с гранулированным магнием и проппантом, последующую закачку водного раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что проводят гидроразрыв пласта, в образованную трещину закачивают песконесущую жидкость на водной или углеводородной основе - водный гель или обратную углеводородную микроэмульсию - с проппантом, содержащую в качестве гранулированного магния окатыши магния с размером зерен до 1 мм, и дополнительно при использовании водного геля - гранулированные аммиачную селитру и карбамид, при использовании обратной углеводородной микроэмульсии - гранулированную аммиачную селитру, чередуют с закачкой песконесущей жидкости только с проппантом во избежание высоких устьевых давлений на скважине, формируя термогазогенерирующие порции - термогазогенерирующие закладки в количестве 2-3 на удаленном от скважины конце трещины и на половине длины трещины, после завершения установки последней термогазогенерирующей закладки на удалении 5-10 м от забоя скважины в трещину закачивают песконесущую жидкость только с проппантом, затем проводят технологическую выдержку 8-10 ч для смыкания трещины, после чего в скважину закачивают 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфатом меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохичимической реакции в ограниченном объеме породы, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.
2. Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий гидроразрыв пласта, размещение в пласте гранулированного магния и проппанта, последующую закачку водного раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что проводят гидроразрыв пласта, производят закладку порции проппанта с магнием в удаленную от скважины зону трещины, затем закачивают в пласт в объеме, достаточном для заполнения всего объема раскрытой и зафиксированной трещины, термогазогенерирующий состав - водный раствор аммиачной селитры и карбамида или обратную эмульсию на основе водного раствора аммиачной селитры и нефти, после чего закачивают 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты с инициатором - сульфатом меди CuSO4 или хлорным железом FrCl3, который запускает процесс термогазохимической реакции по всей длине трещины, создавая условия для образования вторичной трещиноватости, прогрев зоны реакции и удаления парафин-смолистых отложений при последующем освоении скважины.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2813270C1 true RU2813270C1 (ru) | 2024-02-08 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640023A1 (ru) * | 1977-01-17 | 1978-12-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| SU1657628A1 (ru) * | 1988-07-29 | 1991-06-23 | Ф.А.Каменщиков, Г.И.Сабиров. Е.И.Богомольный и Г.С.Садчиков | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| RU2440490C2 (ru) * | 2009-04-24 | 2012-01-20 | Виктор Борисович Заволжский | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2462590C1 (ru) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2527437C2 (ru) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Способ термохимического разрыва пласта |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
| RU2766283C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU640023A1 (ru) * | 1977-01-17 | 1978-12-30 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| SU1657628A1 (ru) * | 1988-07-29 | 1991-06-23 | Ф.А.Каменщиков, Г.И.Сабиров. Е.И.Богомольный и Г.С.Садчиков | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2186206C2 (ru) * | 2001-06-01 | 2002-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Передовые технологии" | Способ обработки пласта |
| RU2440490C2 (ru) * | 2009-04-24 | 2012-01-20 | Виктор Борисович Заволжский | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2462590C1 (ru) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2527437C2 (ru) * | 2012-03-27 | 2014-08-27 | Виктор Борисович Заволжский | Способ термохимического разрыва пласта |
| US20170349806A1 (en) * | 2016-06-07 | 2017-12-07 | Joshua Mathias | Binary mixture systems |
| RU2766283C1 (ru) * | 2021-08-23 | 2022-03-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ обработки нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| RU2358100C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US20190003294A1 (en) | Phase-change hydraulic fracturing process | |
| Altunina et al. | Physicochemical methods for enhancing oil recovery from oil fields | |
| US10717924B2 (en) | Supercritical carbon dioxide emulsified acid | |
| RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| CZ2015614A3 (cs) | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících teplo a plyny v množství umožňujícím štěpení horniny | |
| WO2016182553A1 (en) | Activator for breaking system in high-temperature fracturing fluids | |
| RU2751694C2 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| US3645336A (en) | Method for plugging highly permeable zones | |
| Qi et al. | Permeability damage and hydrate dissociation barrier caused by invaded fracturing fluid during hydrate reservoir stimulation | |
| Folomeev et al. | Acidizing combined with heat generating system in low-temperature dolomitized wax damaged carbonates | |
| RU2813270C1 (ru) | Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| Chang | Acid fracturing stimulation | |
| Dieva et al. | Hydrodynamic analysis of the efficiency of thermochemical methods at deposits with complicated development conditions | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2546694C1 (ru) | Способ стимулирования процесса добычи нефти | |
| RU2776539C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта с трудноизвлекаемыми запасами | |
| RU2509883C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| WO2020226714A1 (en) | Methods and compositions for reducing corrosivity of aqueous fluids | |
| CN105156082A (zh) | 一种提高低孔、低渗透和低压储层油井产能的方法及组合液 |