ЗОНУ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Область техники

Изобретение относится к нефтедобывающей области, а именно к способам увеличения продуктивности нефтяных скважин, за счет изменения проницаемости продуктивного пласта для увеличения дебита скважин, а также скорости истечения жидких полезных ископаемых (нефти, газа, газового конденсата и др.) в скважины для повышения их производительности и интенсификации добычи жидких полезных ископаемых.

Известный уровень техники

Объем добычи жидких полезных ископаемых из околоскважинной зоны продуктивного пласта за сутки зависит от ряда параметров, в первую очередь от проницаемости пласта. Для обеспечения необходимой скорости истечения жидких углеводородов из областей пласта, отдаленных от скважины, к месту добычи требуется периодическое восстановление или улучшение проницаемости продуктивного пласта.

Наряду с этим производительность скважины зависит от плотности и вязкости нефти, наличия отложений парафина и асфальто-смолистых веществ в пласте и околоскважинной зоне. В процессе бурения скважины частицы шлама вместе с буровым раствором кольматируют околоскважинную зону, ухудшая фильтрационные свойства продуктивного пласта, что изначально снижает уровень добычи, еще до пуска скважины в эксплуатацию.

Все методы воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта в процессе эксплуатии можно разделить на три основные группы: химические (кислотная обработка, обработка с помощью ПАВ, химреагентами и органическими растворителями), механические (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, вибровоздействие) и тепловые (паро-тепловая обработка, горяче-кислотная обработка). Однако все они связаны с высокой стоимостью, высокой сложностью проведения работ, или малоэффективны в малопроницаемых продуктивных пластах, а также в пластах с высоковязкими жидкими полезными ископаемыми, в частности - нефтью. Наиболее эффективные из известных методов повышения проницаемости пласта базируются, как правило, на технологии гидроразрыва пласта. Однако известные технологии гидроразрыва пласта дорогостоящи и экологически не безопасны. Гидроразрыв представляет собой достаточно дорогостоящую технологию, которая требует использования оборудования с высоким уровнем энергопотребления, а также длительного времени обработки горной породы. При этом результаты ее применения трудно контролировать, и, как показал опыт ее применения на нефтяных месторождениях такие результаты нестабильны как в количественном, так и во временном отношениях.

Добыча жидких полезных ископаемых из продуктивного пласта требует достаточной проницаемости пласта для обеспечения необходимой скорости истечения жидкости в скважину из областей залежей, отдаленных от нее.

Распространенной технологией восстановления или увеличения скорости истечения жидких полезных ископаемых (далее - флюида) из продуктивного пласта является изменение его структуры посредством водородной термогазохимической обработки околоскважинной зоны указанного пласта, что приводит к разуплотнению горной породы в околоскважинной зоне и, соответственно, повышению проницаемости пласта, за счет образования макро- и микротрещин в горной породе и, соответственно, созданию каналов для поступления флюида к месту извлечения.

Известен способ термобарохимической обработки продуктивного пласта и устройство для его осуществления (см. патент на изобретение KZ (13) А (11 ) 17779, М. кл. Е21 В 43/24). Способ осуществляется за счет термобарохимического воздействия на продуктивный пласт, в результате которого обеспечивается некоторое разуплотнение продуктивного пласта. Устройство, которое используют для термобарохимической обработки призабойной зоны пласта, включает термогазовую и воздушную камеры, выполненные в корпусах из герметичных трубчатых элементов, которые разделены сгораемым элементом, герметично установленным между камерами, при этом сгораемый элемент выполнен из газовыделяющего твердого топлива торцевого горения.

Недостатком этого способа является низкая производительность, ввиду малой эффективности химического воздействия на продуктивный пласт со стороны сгораемого материала, а также непродолжительное воздействие на пласт (не более одного часа). При реализации известного способа основное воздействие осуществляется на продуктивный пласт и зону кольматации, однако отсутствует воздействие на флюид, находящийся в указанном пласте. Непродолжительность воздействия и опасность повредить обсадную колонну, в результате неконтролируемого взрыва, ограничивает применение данного способа.

Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления (см. патент RU N° 2153065, М. кл. Е21 В43/24, Е21 В43/25, опубл. 20.07.2000), который включает закачку в околоскважинную зону продуктивного пласта горюче-окислительной смеси и затем доставку в указанную зону инициатора горения, в качестве которого используют состав на основе боргидрида щелочного металла и метанола или диэтилового эфира и/или твердого изопропилкарборана. Г орюче-окислительная смесь содержит комплексное соединение диамида щавелевой кислоты и азотной кислоты, уксусный эфир салициловой кислоты, перманганат калия, изопропилкарборан, воду и нитрат аммония.

Недостатком этого способа является высокая стоимость используемых компонентов, а также трудоемкость получения изопропилкарборана. В то же время реализация способа сопряжена с высоким риском для оборудования скважины и обслуживающего персонала. Это связано с тем, что инициатор горения доставляют в зону продуктивного пласта в герметизированном контейнере с помощью лебедки, где осуществляют взрыв контейнера посредством использования шнуровой торпеды, питаемой от источника электроэнергии. Такой способ введения инициатора горения в зону продуктивного пласта чреват риском не срабатывания торпеды или неполного реагирования компонентов инициатора горения с горюче-окислительной смесью.

Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта (см. декларационный патент UA N° 46425 А, М. кл. Е21 В43/24, опубл. 15.05.2002) включающий в себя доставку через насосно-компрессорные трубы в околоскважинную зону продуктивного пласта горюче-окислительной смеси, гидрореагирующего состава и стабилизирующих добавок. Этот способ характеризуется тем, что в зону обработки раздельно-последовательно, путем использования буферной жидкости тетрахлорметана, закачивают двусложную горюче-окислительную смесь, которая при взаимодействии компонентов состава в зоне обработки продуктивного пласта инициирует воспламенение 5 системы горюче-окислительная смесь - гидрореагирующий состав, при соотношении массы воды к массе гидрореагирующего состава 2,7:36,0. В качестве гидрореагирующих добавок используют и нтер металл иды бора L1B2,

Недостатками этого изобретения является использование трудоемких в ю получении и дорогостоящих компонентов гидрореагирующего состава, в частности интерметаллидов бора. Также к недостаткам относится низкая продуктивность способа, обусловленная получением водорода в одну стадию, что снижает потенциал его использования, а также не позволяет управлять процессом теплогазовыделения.

15 Наиболее близким является способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта (см. патент UA Ns 102501 , Е21 В 43/24, опубл. 10.07.2013 ), согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заглушают водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-

20 компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую жидкость Ns 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см ³ , затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации и по ним в скважину подают технологическую жидкость N2 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см ³ , которая, поступая в зону взаимодействия

25 технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, сообщающуюся посредство перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к зо прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия. Недостатками известного способа являются его низкие производительность и продуктивность, обусловленные тем, что технологические жидкости N° 1 и N° 2, представляют собой горюче- окислительные смеси, которые являются водными растворами солей, поэтому

5 во время и после заглушки водой или жидкостью глушения скважины концентрация компонентов этих растворов значительно снижается за счет разбавления водой, что приводит к снижению температуры реакции теплогазовыделения, а также не позволяет реально контролировать процесс термохимического воздействия. Также в известном способе ю гидрореагирующие смеси равномерно распределяются в технологических жидкостях Ns 1 и Ns 2, из-за чего большая часть водорода окисляется непосредственно в стволе скважины, не воздействуя на продуктивный пласт и флюид.

15 Сущность изобретения

Задачей настоящего изобретения является разработка способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, в котором за счет использования постадийного водородного термогазохимического и кислотного воздействия на околоскважинную зону

20 продуктивного пласта, наряду с химическим и тепловым воздействием на него, обеспечивается также физическое воздействие на указанный пласт.

Еще одной задачей способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта является повышение дебита выбранной скважины по отношению к соседним скважинам, которые

25 оказались заглиненными из-за кольматации призабойной зоны пласта. А также повышение дебита скважины в месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и низкой пористости горной породы, или долго простаивающих скважин, в том числе после их капитального или подземного ремонта, а также скважин, не реагирующих на другие методы зо интенсификации.

Для достижения поставленной задачи в известном способе комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, заглушают водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую жидкость Ns 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см ³ , затем устанавливают насосно- компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации и в скважину подают технологическую жидкость Ns 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см ³ , которая, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, сообщающуюся посредство перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия, согласно изобретению, комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта ведут в две стадии, на первой из которых, указанной выше, в состав технологической жидкости Ns 1 дополнительно вводят инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соотственно, а затем, после завершения первой стадии, осуществляют вторую стадию обработки, при которой насосно- компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины, после чего в скважину подают технологическую жидкость Ns 3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1 ,5 м ³ на 1 м толщины продуктивного пласта, в результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта.

Для осуществления заявляемого способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта выполняют постадийную обработку указанного пласта. При этом на первой стадии скважину заглушают водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины подают технологическую жидкость Ν° 1 , плотностью 1 ,3-1 ,4 г/см ³ , что приводит к заполнению ею забоя скважины в интервале от забоя до верхнего участка перфорации. Затем поднимают насосно- компрессорные трубы и устанавливают их на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации, после чего через них в скважину подают технологическую жидкость N ^Q 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см ³ , которая смешивается с технологической жидкостью Ν° 1 , в результате чего в скважине осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления. Это происходит в результате взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и N° 2, в состав которых входят гидрореагирующие смеси и горюче-окислительные смеси. При этом в состав технологической жидкости N ^Q 1 входит инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно.

Поскольку зона взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, находящихся в скважине, сообщается посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, в последнем наблюдается рост температуры и давления. При этом происходит прогрев пласта, а возникающие импульсы давления приводят к образованию в нем множественных микротрещин. За счет воздействия на пласт гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических жидкостей Ns 1 и N ^Q 2, улучшаются фильтрационные характеристики пласта, в результате чего происходит его прогрев, снижается вязкость и увеличивается подвижность флюида, увеличивается смачиваемость горных пород, активизируется режим растворенного газа, обеспечивается лучшая очистка флюида от породы, а также рост интенсивности капиллярной пропитки малопроницаемых насыщенных флюидом зон пласта. Образующийся в результате экзотермической реакции теплогазовыделения водород проникает в содержащий флюид продуктивный пласт, в частности в продуктивный пласт, насыщенный нефтью, в результате чего в нем происходит гидрокрекинг нефти, а также многостадийная деструктивная гидрогенизация, представляющая собой процесс обогащения парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода в присутствии катализаторов, которыми являются цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода продуктивного пласта. В результате деструктивной гидрогенизации, различные высокомолекулярные парафины превращаются в смесь насыщенных водородом низкомолекулярных соединений. Также в результате химических реакций между продуктами реакции и породой пласта происходит повышение пористости породы и, следовательно, проницаемости пласта.

Вторую стадию обработки осуществляют после завершения первой стадии обработки. При второй стадии обработки насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины и затем в скважину подают технологическую жидкость 3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1 ,5 м ³ на 1 м толщины продуктивного пласта. В результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта. Прогретый на первой стадии продуктивный пласт обрабатывают кислотой. В отличие от обычной кислотной обработки кислота движется по вновь образованным в результате воздействия импульсов давления микротрещинам, расширяя их и создавая новую сеть микротрещин в породе, а не только расширяя старые микротрещины, как это обычно происходит при традиционных методах кислотной обработки, что часто ведет к образованию каверн и ухудшению проницаемости пласта.

В частном варианте реализации способа в качестве технологической жидкости Ns 1 используют окислительно-восстановительную смесь (ОВС-1) при следующем соотношении ингредиентов:

- нитрат аммония NH4NO3 - 44,0-54,0 мас.%;

- гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%;

- порошок наноалюминия AI - 5,6 - 15,6 мас.%;

- нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%;

- нитрат оксамида C202(NH2)2- HN03 - ,0-3,0 мас.%;

- дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%;

- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%; - хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%;

- азотная кислота Н1МОз - 7,0-9,0 мас.%;

- эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%;

- вода - 10,0 -15,0 мас.%,

а в качестве технологической жидкости Ns 2 используют окислительно- восстановительную смесь (ОВС-2) при следующем соотношении ингредиентов:

- нитрит натрия NaN02 - 18,0-23,0 мас.%;

- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%;

- мочевина CO(NH ₂ )2 - 22,0-28,0 мас.%;

- 9-ББН димер С1 ₆ НзоВ ₂ - 1 ,0-3,0 мас.%;

- о-карборан С2В10Н12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.%

- хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%;

- эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%;

- вода - 24,0-27,0 мас.%.

Примеры реализации изобретения

Для пояснения заявленного изобретения приведены чертежи, где:

на Фиг. 1 изображена схема скважины с насосно-компрессорными трубами, опущенными в забой для подачи технологической жидкости NQ 1 ; на Фиг. 2 - схема скважины с насосно-компрессорными трубами, поднятыми над верхним участком перфорации, для подачи в скважину технологической жидкости N ^Q 2;

на Фиг. 3 - схема скважины с насосно-компрессорными трубами, установленными в зоне участка перфорации, для подачи в скважину технологической жидкости Ns 3.

Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта осуществляли следующим образом. На первой стадии производили водородное термогазохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта. Для этого скважину 1 с участком перфорации 2, расположенным в зоне продуктивного пласта 3, заглушали водой или жидкостью глушения (см. Фиг. 1 ). Затем через насосно- компрессорные трубы 4 в забой скважины 1 подавали технологическую жидкость Ns 1 , плотностью 1 , 3-1 ,4 г/см ³ . После заполнения забоя технологической жидкостью N ^Q 1 поднимали насосно-компрессорные трубы на высоту 20-25 м над верхним участком перфорации 2 (см. Фиг. 2). Затем через них в скважину 1 подавали технологическую жидкость Ns 2, плотностью 1 ,6-1 ,8 г/см ³ , которая, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта 3. В состав указанных технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2 входили гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения. Происходящая экзотермическая реакция теплогазовыделения обеспечила прогрев продуктивного пласта 3 и образование в нем множественных микротрещин, что привело к улучшению его фильтрационных характеристик.

Комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта 3 вели в две стадии, на первой из которых в состав технологической жидкости Ns 1 дополнительно вводили инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно.

Поскольку зона взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, находящихся в скважине 1 , сообщалась посредством перфорации 2 с околоскважинной зоной продуктивного пласта 3, в последнем наблюдался рост температуры и давления. При этом происходил прогрев продуктивного пласта 3, а возникающие импульсы давления приводили к образованию в нем множественных микротрещин. За счет воздействия на пласт 3 гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, улучшились фильтрационные характеристики пласта 3, в результате чего произошел его прогрев, снизилась вязкость и увеличилась подвижность флюида, в частном случае - нефти. В результате активизации режима растворенного газа, обеспечивался более эффективный отмыв флюида от породы пласта 3, а также увеличилась интенсивность капиллярной пропитки малопроницаемых насыщенных флюидом зон пласта 3. Также в результате химических реакций между продуктами реакции и породой происходило повышение пористости породы и проницаемости пласта 3.

Лёгкие фракции флюида, в частности лёгкие фракции нефти, при нагреве испарялись, а при последующем охлаждении и конденсации образовывали оторочки растворителя, в результате чего резко возросла эффективность вытеснения флюида (нефти) из продуктивного пласта 3. Таким образом, использование нового способа позволило одновременно воздействовать на призабойную зону скважины 1 , пласт 3 и флюид, а также повысить дебит скважины в 2-10 раз. Образующийся при экзотермическая реакция водород проникал в продуктивный пласт 3, содержащий флюид, в частности нефть, в результате чего происходил гидрокрекинг нефти, а также осуществлялась многостадийная деструктивная гидрогенизация, заключающаяся в обогащении парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода в присутствии катализаторов, которыми являлись цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода пласта 3. В результате деструктивной гидрогенизации различные высокомолекулярные парафины превращались в смесь насыщенных водородом низкомолекулярных соединений.

После завершения первой стадии осуществляли вторую стадию обработки. На второй стадии насосно-компрессорные трубы 4 устанавливали в зоне перфорации 2 скважины 1 (см. Фиг.З), а затем в скважину 1 подавали технологическую жидкость Ns 3, в качестве которой использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1 ,5 м ³ на 1 м толщины продуктивного пласта 3. Таким образом, прогретый на первой стадии продуктивный пласт 3 подвергали дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь созданных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и образования разветвленной структуры каналов для улучшения фильтрационных характеристик пласта 3.

В соответствии с вышеизложенным, в состав технологической жидкости

No 1 входили следующие ингредиенты: нитрат аммония NH ₄ NO3 - 44,0-54,0 мас.%; гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%; порошок наноалюминия AI - 5,6- 15,6 мас.%; нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%; нитрат оксамида C2O2(NH2)2- HNO3 -1 ,0-3,0 мас.%; дигидрооксиметилкарборан С4Н 16В10О2 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%; углеводородное горючее - 8-13 мас.%; хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%; азотная кислота НЫОз -7-9 мас.%; эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%., вода -10 -15 мас.%.

В качестве эмульгатора использовали дистиллят таллового масла в смеси со смачивателем ОП-10 в отношении 1 :1 по массе, а в качестве углеводородного горючего - смесь дизельного топлива и минерального масла в отношении 1 :2 по массе, соответственно.

Способ получения технологической жидкости N° 1 , а именно окислительно-восстановительной смеси (ОВС-1), включал раздельное приготовление водного раствора окислителя (азотная кислота и вода) и смеси жидкого углеводородного горючего с эмульгатором и последующее смешивание их при температуре 80°С. Сначала в одной емкости в воде растворяли хлориды натрия или калия, или их смесь в количестве 4,5-5,5 мас.%, а затем нитрат аммония, после этого добавляли нитрат гидразина, нитрат оксамида и азотную кислоту в вышеуказанных количествах. В другой емкости при температуре 70 °С смешивали углеводородное горючее и эмульгатор, а затем нагревали до 80 °С, после чего, при тщательном перемешивании, раствор из второй емкости переливали в первую. Также в состав технологической жидкости Ns 1 дополнительно вводили инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно.

В состав технологической жидкости Ns 2 входили следующие ингредиенты: нитрит натрия NaN02 - 18,0-23,0 мас.%; углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%; мочевина CO(NH2)2 - 22,0-28,0 мас.%; хлорид натрия NaCI и/или хлорид калия KCI - 4,5 - 5,5 мас.%; эмульгатор - 0,5 - 3,0 мас.%; 9-ББН димер С16Н30В2 - 1 ,0-3,0 мас.%; о-карборан С2В10Н12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.% вода - 24,0-27,0 мас.%.

Способ получения технологической жидкости N° 2, а именно окислительно-восстановительной смеси (ОВС-2), включал раздельное приготовление водного раствора нитрита натрия и смеси жидкого углеводородного горючего с эмульгатором и последующее смешивание их при температуре 80 °С. Сначала в одной емкости в воде растворяли хлориды натрия или калия, или их смесь в количестве 4,5 - 5,5 мас.%, а затем нитрит натрия в количестве 18,0-23,0 мас.%. В другой емкости, при температуре 70 °С, смешивали углеводородное горючее и эмульгатор, в вышеуказанных количествах, а затем нагревали до 80 °С, после чего, при тщательном перемешивании, раствор из второй емкости переливали в первую.

Необходимое количество смесей ОВС-1 и ОВС-2 рассчитывали исходя из строения скважины 1 и объема ее зумпфа. Обе технологические жидкости N ^Q 1 и N ^Q 2 после поступления в скважину 1 занимали в полости скважины 1 пространство от дна скважины до верхних отверстий перфорации 2. Соотношение смесей ОВС-1 и ОВС-2 составляло 1 :1 по массе.

Благодаря собственной повышенной плотности технологические жидкости Ns 1 и N ^Q 2 образовали зону взаимодействия между собой напротив отверстий перфорации 2, выполненных в обсадной трубе скважины 1. При смешении технологических жидкостей N ^Q 1 и NQ 2 начинался процесс взаимодействия между ними, в результате которого осуществлялась экзотермическая реакция и начинал вырабатываться водород, который через отверстия перфорации 2 поступал в продуктовый пласт 3. При этом в зумпфе скважины 1 начинали происходить следующие реакции:

NaH + Н ₂ О = Н ₂ + NaOH+Q ®

Образующийся в результате реакции (Ϊ), гидрооксид натрия удалял оксидную пленку с поверхности порошка наноалюминия AI, в результате чего происходила реакция:

Выделившийся в реакциях ® и (2) водород, за счет того, что гидрореагирующие компоненты располагались напротив отверстий перфорации, сразу поступал в пласт 3. В результате происходил гидрокрекинг нефти, а также многостадийная деструктивная гидрогенизация, состоящая из обогащения парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода, в присутствии катализаторов, которыми являлись цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода.

Одновременно, с реакцией (Ϊ) и (2), происходила реакция между нитритом натрия, мочевиной и кислотой:

2NaNO2+CO(NH2)2+2H ⁺ =2N2+CO2+3H ₂ O+Na ⁺ +Q (з) Двуокись углерода, образованная по реакции (з), способствовала отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшала возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещались в порах и микротрещинах породы и фазовая проницаемость нефти увеличивалась. Следует отметить, что при растворении в нефти СО ₂ вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1 ,5-1 ,7 раза при растворении в ней СОг вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти.

В результате реакции (Г), (2) и (3) выделялось тепло, необходимое для начала разложения нитрата аммония, которое происходило при температуре 110-160 °С:

Также, дополнительное газовыделение происходило при гидролизе, не прореагировавшей полностью по реакции ©, мочевины:

CO(NH ₂ )2+ НзО =>CO ₂ +2NH ₃ +Q

Так как аммиак является ингибитором разложения нитрата аммония и может привести к затуханию реакции его разложения, в качестве соединения, вступающего в реакцию с аммиаком использовался о-карборан, при этом в результате реакции между аммиаком и о-карбораном образовывался водород:

O-C ₂ Bl0Hl2+3NH3- C2B9Hl2+B(NH2)2NH3+H2 (D

После достижения температуры 170-200 °С начинался следующий этап разложения нитрата аммония:

NH ₄ NO3- N ₂ O+2H ₂ O+Q (б),

который заканчивался при достижении температуры 200 °С. Выше этой температуры происходило бурное разложение нитрата аммония, с резким повышением давления и созданием импульсов давления в зумпфе скважины 1 , которое достигало до 50 МПа, в зависимости от приемистости скважины по газу:

2NH ₄ NO ₃ - 2N2+4H ₂ O+O ₂ +Q ©

Одновременно с разложением нитрата аммония происходило разложения нитрата оксамида, в результате чего, дополнительно, образовывались газы - теплоносители СО2 , N2 с температурой выше 200 °С, а также водород:

2θ2θ ₂ (ΝΗ ₂ )2·ΗΝθ3 = 3 N ₂ +4CO ₂ +2Н ₂ 0 +ЗН2 +Q ®

После достижения температуры в 300 °С начиналось разложение гидрида титана с образованием водорода:

TiH ₂ - Ti+H ₂ (D

а также происходила реакция разложения нитрата гидразина, что приводило к возникновению дополнительных импульсов давления и повышению температуры до 300-350 °С:

4 N2H5NO3 = 6 N ₂ + 10 Н ₂ 0 + О2 ®

Водород, образованный в реакциях (8) и ®, частично поступал в пласт, а также, частично окисляясь, вступал в реакцию с кислородом, образующимся в результате реакций (7) и (Ю), что давало дополнительное количество тепла для прогрева пласта:

2H ₂ +0 ₂ =2H ₂ 0+Q ©

Таким образом, за счет воздействия на пласт 3 гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических жидкостей NH и N. 2, обеспечивался прогрев пласта 3, а также улучшались его фильтрационные характеристики, снижалась вязкость и увеличивалась подвижность флюида (нефти).

Количество включенного в состав технологической жидкости N° 1 инициатора горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, составило 1 ,0-5,0 мае. % от суммарной массы технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2. По истечении 4-24 часов после завершения первого этапа насосно-компрессорные трубы 4 опускали на уровень отверстий перфорации 2 и закачивали в пласт 3 технологическую жидкость NQ 3 для расширения микротрещин и создания разветвленной структуры каналов, для течения нефти в горной породе.

Технологическая жидкость Ns 3, используемая для осуществления второй стадии реализации заявляемого способа, содержала соляную кислоту HCI с концентрацией 12-15% в виде кислотного раствора. Наряду с этим в состав технологической жидкости Ns 3 входили хлорид аммония NH4CI 10,0- 12,0 ас.%; и ледяная уксусная кислота СНзСООН 5,0-8,0 ас.%, которые препятствовали образованию и выпадению гидроокиси железа, засоряющей околоскважинную зону продуктивного пласта 3. Количество кислотного раствора рассчитывали по стандартной схеме: 0,4-1 ,5 м ³ на 1 м обрабатываемой мощности пласта 3. После этого, проводили освоение скважины стандартными методами и осуществляли оценку результатов заявляемого способа.

Испытания показали, что заявленный способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта значительно улучшает фильтрационные и гидродинамические характеристики призабойной зоны скважин и позволяет повысить добычу нефти в 2-10 раз.

Примеры реализации заявленного способа.

Испытания заявленного способа были проведены на двух скважинах месторождения Каражанбас и на одной скважине месторождения Жетыбай, Республика Казахстан.

ПРИМЕР Ns 1.

Скважина Ns 798 Каражанбас находится на краю залежи месторождения Каражанбас, не контактирует с нагнетательными скважинами. Соседние скважины характеризуются идентичными показателями продуктивности, пластовое давление значительно ниже, чем в скважинах с искусственным поддержанием пластового давления. Эффективная толщина пласта 7 м. Глубина скважины 470 м; зона перфорации: 396,2-401 ,0 м; 407,8-408,4 м; 418,3-420,0 м. Данные по продуктивности до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду) 0. _ж - 3 м ³ /сутки; дебит скважины по нефти Q _H -1 ,6 т/сутки.

Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические жидкости Ns 1 (ОВС-1) и Ns 2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, и технологическая жидкость Ns 3 (ОВС-3).

Количество смеси ОВС-1 , плотностью 1 ,3 г/см ³ , составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH4NO3 - 172,0 кг, гидрид натрия NaH - 12,0 кг, порошок наноалюминия Al - 36,0 кг, нитрат гидразина N2HsNO3 -15,6 кг, нитрат оксамида C202(NH2)2-HN03 -7,8 кг, - дигидрооксиметилкарборан С ₄ Н1бВю02 (99,9%) - 15,6 кг, углеводородное горючее - 34,0 кг, хлорид натрия NaCI - 18,0 кг, азотная кислота HNO3 - 31 ,2 кг, эмульгатор - 7,8 кг, вода - 40,0 кг.

Количество смеси ОВС-2, плотностью 1 ,6 г/см ³ , равнялось 250 л или

400 кг, из них нитрит натрия NaN02 - 90,0 кг, углеводородное горючее - 45,0 кг, мочевина CO(NH2)2 - 1 10,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 5,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 20,0 кг, хлорид калия KCI - 20,0 кг; эмульгатор - 10,0 кг, вода - 100,0 кг.

В качестве технологической жидкости Ns 3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCI - 1300 кг с концентрацией 12,5 %.

Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины Ns 798 следующим образом.

В скважину 1 , заглушённую жидкостью глушения (см. Фиг. 1 ), опустили насосно-компрессорные трубы 4 до забоя скважины. Далее, через насосно- компрессорные трубы 4, жидкостью глушения, в объеме 1 ,1 м ³ продавили 300 л технологической жидкости Ns 1 (ОВС-1 ), плотностью 1 ,3 г/см ³ . Затем (см. Фиг. 2) подняли насосно-компрессорные трубы 4 над верхним участком перфорации 2 и установили на глубине 365 м, после чего, залили 250 л технологической жидкости Ns 2 (ОВС-2), и продавили жидкостью глушения в объеме 1 ,1 м ³ . В результате технологическая жидкость Ns 2, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ne 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта 3. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину 1 на 16 часов. Через 16 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы 4 (см. Фиг. 3) на глубину верхнего участка перфорации 2 - 396,0 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 1 ,5 м ³ , 1300 кг технологической жидкости Ns 3.

После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина вошла в стабильный режим работы и достигла следующей продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) Ож - 5м ³ ; дебит скважины по нефти Q _H - 3,2 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился в 2 раза.

ПРИМЕР Ns 2.

Скважина Ns 6047 Каражанбас. Глубина скважины - 475 м; зона перфорации: 407,4-409,9 м; 410,3-41 1 ,3 м; 428,8-432,8 м; 442-446,4 м; 447,2- 448,7 м. Данные по продуктивности до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду) <Эж - 31 м ³ ; дебит скважины по нефти Q _H - 2,3 т/сутки.

Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические жидкости N° 1 (ОВС-1 ) и N ^Q 2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, и технологическая жидкость NQ 3 (ОВС-3).

Количество смеси ОВС-1 , плотностью 1 ,3 г/см ³ , составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH ₄ NO3 - 185,0 кг, гидрид натрия NaH - 11 ,0 кг, порошок наноалюминия AI - 33,0 кг, нитрат гидразина N2HsNO3 -18,6 кг, нитрат оксамида C2O2(NH2)2-HNO3 - 5,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9%) - 1 1 ,8 кг, углеводородное горючее - 29,4 кг, хлорид натрия NaCI - 19,5 кг; азотная кислота НЫОз- 28,0 кг, эмульгатор - 3,0 кг, вода - 45,0 кг.

Количество смеси ОВС-2, плотностью 1 ,6 г/см ³ , равнялось 350 л или 560 кг, из них нитрит натрия NaNO2 - 30,0 кг, углеводородное горючее - 56,6 кг, мочевина CO(NH2)2 - 140,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 12,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 27,0 кг, хлорид калия KCI - 30,4 кг; эмульгатор - 14,0 кг, вода - 150,0 кг.

В качестве технологической жидкости Ns 3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCI - 1000 кг с концентрацией 14 %.

Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины N ^Q 6047 следующим образом.

В скважину, заглушённую жидкостью глушения, опустили насосно- компрессорные трубы до забоя скважины. Далее, через насосно- компрессорные трубы, жидкостью глушения, в объеме 1 ,3 м ³ продавили 300 л технологической жидкости N ^Q 1 (ОВС-1), плотностью 1 ,3 г/см ³ . Затем подняли насосно-компрессорные трубы над верхним участком перфорации и установили на глубине 390 м, после чего, залили 350 л технологической жидкости Ns 2 (ОВС-2) и продавили жидкостью глушения в объеме 1 ,2 м ³ . В результате технологическая жидкость Ns 2, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину на 24 часа. Через 24 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы на глубину верхнего участка перфорации - 407 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 1 ,5 м ³ , 1000 кг технологической жидкости Ns 3.

После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина заработала стабильно и достигла продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) 0. _ж - 32,6м ³ ; дебит скважины по нефти Q _H - 6,72 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился почти в 3 раза. ПРИМЕР Ns 3

Скважина Ns 3332 Жетыбай. Эксплуатируется более 25 лет, соседние скважины характеризуются идентичными показателями продуктивности. Характеризуется низкой обводнённостью (10%) и сильным влиянием газа. Эффективная толщина пласта 9 метров. Зона перфорации: 2357,0-2360,5 м; 2364,5-2370,5 м.

Плотность дегазированной нефти: 0,84 г/см ³ , асфальто/смолисто/пара- финовые вещества: до 28,6%. Температура застывания нефти: +30 °С. Пластовое давление: 173 атм. Забойное давление: 159 атм.

Среднесуточная продуктивность за 3 месяца до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду). Ож - 5м ³ ; дебит скважины по нефти Q _H - 3,8 т/сутки.

Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические жидкости Ne 1 (ОВС-1) и Ns 2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия AI при соотношении 1 :3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия AI, соответственно, и технологическая жидкость Ns 3 (ОВС-3).

Количество смеси ОВС-1 , плотностью 1 ,3 г/см ³ , составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония ΝΗ ₄ Νθ3 - 173,0 кг, гидрид натрия NaH - 10,0 кг, порошок наноалюминия AI - 30,0 кг, нитрат гидразина N2HsN03 -18,5 кг, нитрат оксамида C202(NH2)2- HN03 -1 1 ,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С ₄ Н1бВюОг - 7,0 кг углеводородное горючее - 33,6 кг, хлорид натрия NaCI - 19,5 кг; азотная кислота HNO3 - 35,0 кг, эмульгатор - 1 1 ,7 кг, вода - 40,0 кг.

Количество смеси ОВС-2, плотностью 1 ,6 г/см ³ , равнялось 250 л или 400 кг, из них нитрит натрия NaN02 - 92,0 кг, углеводородное горючее - 51 ,0 кг, мочевина CO(NH2)2 - 100,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 5,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 10,0 кг, хлорид калия KCI - 22,0 кг; эмульгатор - 10,0 кг, вода - 1 10,0 кг.

В качестве технологической жидкости Ns 3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCI - 1250 кг с концентрацией 12,5%.

Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины Ne 3332 следующим образом.

В скважину, заглушённую жидкостью глушения, опустили насосно- компрессорные трубы до забоя скважины. Далее, через насосно- компрессорные трубы, жидкостью глушения, в объеме 7,1 м ³ продавили 300 л технологической жидкости Ns 1 (ОВС-1), плотностью 1 ,3 г/см ³ . Затем подняли насосно-компрессорные трубы над верхним участком перфорации 2 и установили на глубине 2340 м, после чего, залили 400 л технологической жидкости N ^Q 2 (ОВС-2) и продавили жидкостью глушения в объеме 7,1 м ³ . В результате технологическая жидкость Ns 2, поступая в зону взаимодействия технологических жидкостей Ns 1 и Ns 2, смешивалась с технологической жидкостью Ns 1 , в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину на 24 часа. Через 24 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы на глубину верхнего участка перфорации - 2358 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 5,5 м ³ , 1250 кг технологической жидкости Ns 3.

После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина 1 заработала стабильно и достигла продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) <3ж - 26,7 м ³ ; дебит скважины по нефти Q _H - 21 ,0 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился в 5,5 раза.

Технический результат

Техническим результатом настоящего изобретения является комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, при котором, наряду с химическим и тепловым воздействием на продуктивный пласт, обеспечивается и физическое воздействие на него, за счет создания импульсов давления, образуемых выделяющимися газами, в результате которых улучшаются фильтрационные и гидродинамические характеристики околоскважинной зоны продуктивного пласта, а также обеспечивается существенное увеличение проницаемости пласта и дебита скважины.