способ обработки прискважинной зоны нефтяного пласта и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ обработки прискважинной зоны нефтяного пласта, включающий доставку на геофизическом кабель-тросе устройства с реакционным материалом из газогенерирующего композита, инициирование газогенерирующего композита с образованием потока нагретых газообразных продуктов сгорания, нагрев ими рабочей жидкости и образование парогазожидкостной смеси за счет барботирования газообразными продуктами, создание избыточного давления и транспортировку образовавшейся парогазожидкостной смеси в глубь пласта через отверстия перфорированной обсадной колонны, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости используют скважинную жидкость, например, смесь минерализованной воды и нефти или другую предварительно закачиваемую в скважину жидкость, например, раствор хлористого кальция, характер и время горения газогенерирующего композита задают количеством его секций, наличием в сборке газогенерирующего композита секций с торцевым горением, секций с торцевым горением и горением по боковой поверхности и чередованием этих секций, при этом за рабочую зону принимают пространство, ограниченное нижней горящей поверхностью устройства и перфорированной поверхностью обсадной колонны, а температуру, давление и химическую природу газообразных продуктов подбирают в зависимости от геофизических особенностей продуктивного пласта.

2. Устройство для обработки прискважинной зоны нефтяного пласта, включающее газогенерирующий композит, представляющий собой бескорпусную, собранную на геофизическом кабель-тросе гирлянду из двух или более секций цилиндрической формы с центральным каналом, отличающееся тем, что секции упрочнены по центральному каналу сгораемой трубкой, а по поверхности - сгораемым покрытием, влияющим на время работы секции и представляющим собой один или несколько слоев ткани, пропитанной быстротвердеющим составом, при этом секции выполнены из вулканизированного в мешках из гидроизоляционной ткани термостойкого материала, содержащего, мас. %:

Калийную или/и аммонийную соль хлорной кислоты - 65-85

Функциональные добавки, например вулканизатор - 1,0-10

Этиленпропиленовый полимер с мягчителем - 15-30

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что быстротвердеющий состав содержит, вес. ч. :

Эпоксидная смола - 5-10

Мягчитель, например, М- 14Г-2 ЦС - 0,1-2

Третичный амин - 1,0-1,5

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для интенсификации добычи нефти путем улучшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны продуктивного пласта за счет термобарогазохимической очистки структуры пласта от асфальто-смоло-парафинистых и кольматирующих отложений, пластовых флюидов и разжижения высовязких нефтей.

Известны способы термогазохимического воздействия (ТГХВ) на продуктивный пласт (патенты 2123591 от 18.06.1996 г. , 2124121 от 22.10.1996 г., 96106639/03 от 12.04.1996 г.).

Недостатками этих способов являются громоздкость оборудования, сложность конструктивного оформления и высокая стоимость. Наличие металлических корпусов, в которые помещены устройства для реализации указанных способов, ограничивают степень заполнения свободного объема скважин рабочим телом, генерирующим продукты воздействия. Кроме того, в одном из них ( 96106639/03) в качестве рабочего тела использован пиротехнический состав. Пиротехнические составы, как правило, не являются эффективными газогенерирующими композитами, и использование их с этой целью нецелесообразно.

Наиболее близким аналогом изобретения в части способа является способ обработки прискважинной зоны нефтяного пласта, включающий доставку на геофизическом кабель-тросе устройства с реакционным материалом из газогенерирующего композита, инициирование газогенерирующего композита с образованием потока нагретых газообразных продуктов сгорания, нагрев ими рабочей жидкости и образование парогазожидкостной смеси за счет барботирования газообразными продуктами, создание избыточного давления и транспортировку образовавшейся парогазожидкостной смеси вглубь пласта через отверстия перфорированной обсадной колонны (патент РФ 2139423 от 10.10.1999 г.).

Наиболее близким аналогом изобретения в части устройства является устройство для обработки прискважинной зоны нефтяного пласта, включающее газогенерирующий композит, представляющий собой бескорпусную, собранную на геофизическом кабель-тросе гирлянду из двух или более секций цилиндрической формы с центральным каналом (патент РФ 2139423 от 10.10.1999 г.).

Однако известное решение как в части способа, так и устройства имеет недостатки. А именно, способ не эффективен и предполагает сложную дорогостоящую конструкцию устройства с использованием громоздких металлических корпусов, не позволяющих, к тому же, обеспечить максимальное заполнение свободного объема скважины рабочим телом (то есть собственно газогенерирующим материалом), что при прочих равных условиях снижает эффективность обработки скважины.

Техническим результатом изобретения является повышение физико-химической эффективности способа ТГХВ при любой высоте продуктивного пласта и любых пластовых условиях, в том числе с осложненными геотермальными условиями, также повышение технико-экономической эффективности обработки прискважинной зоны пласта данным способом и повышение надежности работы устройства.

Необходимый технический результат достигается, в части способа, тем, что в способе обработки прискважинной зоны нефтяного пласта, включающем доставку на геофизическом кабель-тросе устройства с реакционным материалом из газогенерирующего композита, инициирование газогенерирующего композита с образованием потока нагретых газообразных продуктов сгорания, нагрев ими рабочей жидкости и образование парогазожидкостной смеси за счет барботирования газообразными продуктами, создание избыточного давления и транспортировку образовавшейся парогазожидкостной смеси вглубь пласта через отверстия перфорированной обсадной колонны, согласно изобретению в качестве рабочей жидкости используют скважинную жидкость, например смесь минерализованной воды и нефти или другую предварительно закачиваемую в скважину жидкость, например раствор хлористого кальция, характер и время горения газогенерирующего композита задают количеством его секций, наличием в сборке газогенерирующего композита секций с торцевым горением, секций с торцевым горением и горением по боковой поверхности и чередованием этих секций, при этом за рабочую зону принимают пространство, ограниченное нижней горящей поверхностью устройства и перфорированной поверхностью обсадной колонны, а температуру, давление и химическую природу газообразных продуктов подбирают в зависимости от геофизических особенностей продуктивного пласта.

Технический результат, в части устройства, достигается тем, что в устройстве для обработки прискважинной зоны нефтяного пласта, включающем газогенерирующий композит, представляющий собой бескорпусную, собранную на геофизическом кабель-тросе гирлянду из двух или более секций цилиндрической формы с центральным каналом, согласно изобретению секции устройства упрочнены по центральному каналу сгораемой трубкой, а по поверхности - сгораемым покрытием, влияющим на время работы секции и представляющим собой один или несколько слоев ткани, пропитанной быстротвердеющим составом, при этом секции выполнены из вулканизированного в мешках из гидроизоляционной ткани термостойкого материала, содержащего, мас.%:

Калийную или/и аммонийную соль хлорной кислоты - 65-85

Функциональные добавки, например, вулканизатор - 1,0-10

Этиленпропиленовый полимер с мягчителем - 15-30

Кроме того, быстротвердеющий состав содержит, вес.ч.:

Эпоксидная смола - 5-10

Мягчитель, например М-14Г-2 ЦС - 0,1-2

Третичный амин - 1,0 - 1,5

Т.е., в итоге, результат достигается за счет:

упрощения и удешевления устройства и конструктивного оформления способа;

максимального заполнения свободного объема скважины рабочим телом;

универсальности устройства, так как его формируют из секций термостойкого композита (200...250^oС не менее 24 часов), что позволяет эксплуатировать его в скважинах глубиной до 10 км и в скважинах с осложненными геотермальными условиями, регулированием рабочих параметров ТГХВ.

Способ реализуют следующим образом.

В проперфорированную скважину, заполненную рабочей жидкостью (скважинной или другой активной жидкостью типа раствора хлористого кальция) на геофизическом, каротажном или другом кабель-тросе доставляют на требуемую глубину предлагаемое устройство с реакционным материалом из газогенерирующего композита. С наземного пульта-управления осуществляют инициирование нижней секции устройства (например, электровоспламенителем ЭВ-ПТ).

Поток нагретых газообразных продуктов сгорания газогенерирующего композита (Т=2000...3000 К) работающего устройства барбатирует рабочую жидкость, в качестве которой используют скважинную или другую предварительно закачиваемую в скважину активную жидкость, например смесь минерализованной воды и нефти, раствор хлористого кальция. Процесс осуществляют в пространстве, ограниченном горящей поверхностью устройства и перфорированной поверхностью обсадной колонны скважины. Образуется горячая парогазожидкостная смесь и создается избыточное давление, за счет которого осуществляется транспортировка парогазожидкостной смеси через отверстия обсадной колонны вглубь пласта. В результате высокая температура, давление и получаемая парогазожидкостная смесь комплексно воздействуют на продуктивный пласт прискважинной зоны.

Механизм воздействия заключается в проникновении активированной газами горячей парогазожидкостной смеси под давлением в макро- и микроструктуру пласта, где происходит прогрев, разжижение, разрушение, растворение и вымывание различного рода забивающих пласт отложений, то есть увеличение проницаемости пласта. Кроме того, за счет интенсивного прогрева и разжижения происходит снижение вязкости высоковязких нефтей и увеличение их подвижности. Высокое давление, развиваемое предлагаемым устройством при достаточно большом количестве секций в сборке или при использовании секций с малым временем работы, способствует развитию сети трещин в структуре пласта.

Регулирование параметров ТГХВ (температуры, давления, химической природы рабочих газов и жидкостей) за счет использования в сборке предлагаемого устройства секций с различными рабочими параметрами позволяет проводить более эффективную обработку скважин применительно к конкретным геофизическим условиям.

Высоту зоны обработки регулируют набором разного количества секций предлагаемого устройства (от двух до десяти и более).

Устройство для реализации предлагаемого способа обработки показано на чертеже и представляет собой бескорпусную гирлянду из двух или более канальных секций 1 цилиндрической формы диаметром, обеспечивающим максимальную полноту заполнения свободного объема скважины в интервале обработки. Количество секций предлагаемого устройства определяется высотой продуктивного пласта.

Секции упрочнены по поверхности сгораемым покрытием 2, а по центральному каналу - сгораемой трубкой 3, например фторопластовой или полипропиленовой. Секции, собранные на геофизическом кабель-тросе 4, закреплены с помощью узла крепления 5. Инициирование осуществляют в нижней секции с помощью воспламеняющего устройства 6.

Секции, из которых собирают предлагаемое устройство, состоят из композиционного материала, который готовят путем усреднения 65...85 мас.% калиевой или/и аммониевой соли хлорной кислоты, 1...10 мас.% функциональных добавок (например, вулканизатора, стабилизатора) в жидковязкой среде разжиженного мягчителями типа М 14Г-2 ЦС, М ЮГ-2, МС-20П, М-63/12Г1, ВНИИНП-403, ТМ-17П этиленпропиленового полимера (15...30 мас.%) не менее 2 часов при температуре 20. ..50^oС при атмосферном давлении и не менее 0,5 часа при пониженном давлении (не более 50 мм рт. ст.). Полученный сырой композит нагнетают в оболочки-мешки из гидроизоляционного материала. Заготовки упрочняют по поверхности одно- или многослойным (не менее трех) сгораемым покрытием (оборачивая их пропитанной быстротвердеющим составом тканью) и вулканизуют при температуре 60...80^oС в течение 5...7 суток.

В качестве быстротвердеющего состава может быть использована, например, композиция, состоящая из 5...10 вес. частей эпоксидной смолы, смешанной с 0,1...2,0 вес. частями мягчителя и 1,0...1,5 вес. частями третичного амина.

Изготовленное таким образом устройство работает следующим образом. Инициируют (воспламеняют) нижнюю секцию предлагаемого устройства. Далее секции предлагаемого устройства сгорают последовательно, начиная с нижней, осуществляя ТГХВ на обрабатываемую зону.

Характер и интенсивность ТГХВ зависят от количества секций и времени их работы. Время работы каждой секции определяется поверхностью горения, задаваемой изначально наличием одно- или многослойного сгораемого покрытия. Многослойное покрытие обеспечивает торцевое горение секции, то есть максимальное время ее работы (толщина сгорающего слоя составляет 1000...1200 мм)

При однослойном покрытии горение секции происходит не только по торцевой, но и по боковой ее поверхности. Время работы секции значительно сокращается (в 15...40 раз), т.к. толщина сгорающего слоя в этом случае равна разнице радиусов секции и внутренней трубки.

Набором и чередованием различных секций осуществляют регулирование характера и интенсивности ТГХВ. Так устройство, собранное из секций торцевого горения, реализует механизм очистки пласта за счет прогрева и разжижения различных пластовых отложений и флюидов. Устройство, собранное из секций с однослойным покрытием (с малым временем работы), реализует, в основном, механизм трещинообразования в структуре пласта. Использование в устройстве секций обоих типов позволяет осуществлять комплексное воздействие обоих механизмов, регулировать интенсивность, последовательность и кратность того или иного типа воздействия.

Тип и количество секций подбирают исходя из геофизических особенностей продуктивного пласта.

ПРИМЕРЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ СПОСОБА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Испытания проводились на двух скважинах объединения "Черниговнефтегеология". В обеих скважинах применялись устройства, собранные из цилиндрических секций диаметром 80 мм с центральным каналом диаметром 20 мм, упрочненным фторопластовой трубкой. Секции готовили из композиционного материала, включающего 70% калиевой соли хлорной кислоты, 20% этиленпропиленовой основы с мягчителем типа ВНИИНП при соотношении 35/65 и 10% функциональных добавок. Компоненты смешивали при t=455^oС 2 часа при атмосферном давлении и 30 минут при остаточном давлении 45...50 мм рт.ст. в резиносмесителе с дальнейшим нагнетанием сырого композита шнек-прессом в оболочки-мешки из гидроизоляционного материала на тканевой основе. Полученные заготовки длиной 1,0. . . 1,1 м оборачивали в один или несколько слоев (3...5 слоев) тканью, пропитанной составом, содержащим 8 весовых частей эпоксидной смолы, 1 весовую часть мягчителя ДБФ, 1 весовую часть отвердителя аминного типа - ПЭПА, выдерживали 1 сутки и термостатировали при 80^oС - 5 суток.

Устройства собирали из 2...4 секций на кабель-тросе. Нижний элемент устройства снаряжался электровоспламенителем ЭВ-ПТ. Скважины перед спуском в них предлагаемых устройств шаблонировались. Привязка интервалов обработки проводилась по данным гамма-каротажа.

Испытано три сборки предлагаемого устройства из 2; 3; 4 секций в скважинах, заполненных разной рабочей жидкостью:

1 скважинной жидкостью (смесью минерализованной воды и нефти);

2 раствором хлористого кальция.

В скважине 1 проведено одно испытание предлагаемого устройства из двух секций общей массой 22 кг с однослойным покрытием. В скважине 2 - два испытания: одного устройства общей массой 33 кг из трех секций с трехслойным покрытием, другого общей массой 44 кг из четырех секций (две из которых с однослойным покрытием и две - с пятислойным покрытием) с интервалом 3 часа.

Характеристика скважины 1:

- внутренний диаметр обсадной колоны 127 мм;

- скважина проперфорирована перфоратором ПКС - 80 в интервале 2340... 2345 м плотностью 30 отв/м; в интервале 2355...2361 м плотностью 10 отв/м;

- температура в интервале обработки 78^oС;

- давление в интервале обработки 25 МПа;

- плотность рабочей жидкости 1,1 г/см³;

- глубина постановки устройства - 2338 м.

Характеристика скважины 2:

- внутренний диаметр обсадной колонны 108,5 мм;

- cкважина проперфорирована перфоратором ПКОТ-73 в интервале 5490...5500 м плотностью 30 отв/м;

- температура в интервале обработки 142^oС;

- давление в интервале обработки 64,8 МПа;

- плотность рабочей жидкости 1,2 г/см³;

- глубина постановки устройства 5486 м.

В результате обработки скважин были зарегистрированы рост температуры и давления соответственно:

- в скважине 1 до 252^oС и 45 МПа;

- в скважине 2 до 308...315^oС и 85...96 МПа.

При этом суточная производительность скважины после проведенной обработки увеличилась соответственно в 2,8 и 4,2 раза. Причем, продолжительность эффекта после обработки наблюдалась в течение 18 месяцев. Дальнейшее наблюдение не проводилось.