Способ обработки нефтяного пласта
OIL FORMATION TREATMENT METHOD

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам термогазохимической обработки призабойной зоны добывающих скважин в неоднородных карбонатных и терригенных пластах, и может быть использовано для активации или возобновления работы нефтяных скважин с высокой вязкостью нефти, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.
Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2637259, МПК C09K 8/592, Е21В 43/24, опубл. 01.12.2017 в бюл. №34), включающий закачку в пласт бинарной смеси. Закачивают в призабойную зону пласта бинарную смесь, состоящую из растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициатором взаимодействия. Бинарную смесь готовят до начала закачки смешением растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициатором взаимодействия в режиме интенсивного перемешивания. В качестве инициаторов взаимодействия используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период. При этом температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициатором взаимодействия составляет в пределах от минус 10 до 30°С.
Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта.
Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода, как следствие, уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
4
3
6
8
7
2
3
2
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2587203, МПК Е21В 43/24, 43/22, C09K 8/524, опубл. 20.06.2016 в бюл. №17), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Закачку производят на забой скважины бинарной смеси, состоящей из двух водных растворов, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту лимонную и карбонат натрия при соотношении компонентов, мас.%: нитрат аммония NHNO - 48-54, кислота лимонная CHO  - 2,9-3,4, карбонат натрия NaCO - 2,3-3,0, вода пресная – остальное, а второй - нитрит натрия при соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия NaNO - 40-45, вода пресная – остальное. Причем закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. Инициатором взаимодействия является лимонная кислота, которая находится в первом водном растворе с нитратом аммония и стабилизатором – кальцинированной содой.
Недостатками известного способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, отсутствие подключения низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, а также увеличение обводненности добываемой продукции. Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие -  уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт.
Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.
3
3
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2615543, МПК Е21В 43/24, опубл. 05.04.2017 в бюл. №10), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Производят раздельную закачку компонентов бинарной смеси и инициатора взаимодействия - по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб, инициирование процесса тепло- и газовыделения. Бинарная смесь представляет собой водный раствор, содержащий аммониевые соли сильных минеральных кислот, нитрит щелочного металла, стабилизатор для поддержания нейтральной или щелочной среды - аммиачную воду, или щелочь, или кальцинированную соду, или пиридин. Бинарную смесь закачивают по внутреннему ряду труб, на котором выше зоны смешения бинарной смеси и инициатора взаимодействия устанавливают огневой предохранитель. Причем закачку бинарной смеси осуществляют порциями по 0,5-1,5 м, которые чередуют с порциями по 0,2-0,5 м водного 15-20%-ного раствора карбамида, для предотвращения чрезмерного повышения температуры в зоне протекания реакции, в качестве инициатора взаимодействия используют формалин или кислоту.
Недостатком известного способа является сложность ее реализации, так как закачку бинарного состава производят по разным каналам двухрядного лифта колонны насосно-компрессорных труб, что требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб, специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров насосно-компрессорных труб, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что также значительно повышает стоимость термогазохимической обработки пласта. Также недостатками являются невозможность управления термогазохимической реакцией, низкая надежность и точность способа.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2652238, МПК Е21В 43/24, 43/22, 33/138, C09K 8/524, 8/592, опубл. 25.04.2018 в бюл. №12), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Предварительно определяют обводненность добываемой продукции скважины, при обводненности продукции от 20 до 59 % производят последовательную закачку в добывающую скважину углеводородного растворителя и бинарной смеси. В качестве бинарной смеси закачивают водный раствор нитрита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: нитрит натрия 4-32, вода – остальное. В качестве инициатора взаимодействия закачивают водный раствор инициатора взаимодействия при следующем соотношении компонентов, мас.%: сульфаминовая кислота 5-40, щелочной реагент 2-16, вода – остальное. При этом объемное соотношение указанных водных растворов составляет 1:1. Причем при приготовлении указанного бинарной смеси массовое соотношение нитрита натрия и сульфаминовой кислоты должно составлять 1:1,25, а массовое соотношение сульфаминовой кислоты и щелочного реагента - 2,5:1. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 48 ч, после чего производят освоение скважины.
Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, невозможность управления термогазохимической реакцией, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и объем закачиваемой бинарной смеси, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт.
Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2721200, МПК Е21В 43/22, C09K 8/58, опубл. 18.05.2020 в бюл. №14), включающий закачку в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия. Закачку осуществляют одновременно или последовательно. Бинарная смесь представляет два водных раствора, первый из которых содержит нитрат аммония, кислоту сульфаминовую и гидрокарбонат аммония при соотношении компонентов (мас. %): нитрат аммония – 30-40, сульфаминовая кислота – 8-12, гидрокарбонат аммония – 5-10, вода пресная – остальное, а второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %. Причем указанные водные растворы закачивают в объемном соотношении 1:1. После закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту - 2 мас. %, уксуснокислый аммоний - 3 мас. %, неонол АФ9-12 - 0,15 мас. %, воду пресную - остальное, и высоковязкого полимерного состава, содержащего полиакриламид и 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов при соотношении компонентов высоковязкого полимерного состава, мас. %: полиакриламид 0,1-0,6, 10 %-ный раствор хромокалиевых квасцов 0,1-0,6, вода пресная остальное. При этом указанные бинарная смесь, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2):(0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение.
Недостатками способа являются низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие уменьшение температурного диапазона воздействия на пласт, а также низкая надежность и точность способа. Недостатком способа также является то, что высоковязкий полимерный состав будет разрушаться при контакте с кислотным составом, что приведет к снижению или потере эффекта изоляции водонасыщенных интервалов, для перекрытия которых предназначался этот полимерный состав, что как следствие, уменьшает охват воздействием.
3
3
3
3
Наиболее близким является способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2527437, МПК Е21В 43/263, опубл. 27.08.2014 в бюл. №24), включающий последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава. В качестве бинарной смеси используют раствор аммиачной (натриевой) селитры в воде со следующим составом (мас. %): селитра – 50-60, катализатор – 4-6, горючее – 0-15, вода – остальное. В качестве катализатора применяют соли меди – хлорная медь, медный купорос и другие соли поливалентных металлов. В качестве горючего используют этиленгликоли, карбамид, различные спирты. Объем бинарной смеси рассчитывают исходя из нормы 0,2-0,4 м на 1 м вскрытой мощности пласта. В качестве инициатора взаимодействия используют растворы нитрита натрия, борогидрида натрия и другие вещества, обладающие восстановительными свойствами. Раствор нитрита натрия вводят в раствор селитры из расчета 0,1-0,2 м, борогидрида 0,05-0,1 м на 1 м бинарной смеси.
Недостатком известного способа является низкая эффективность термохимической обработки призабойной зоны, так как способ позволяет успешно прогревать лишь часть пласта в околоскважинной зоне без существенного проникновения вглубь пласта и охвата термогазохимическим воздействием по толщине пласта. Также недостатком способа является невозможность управления термогазохимической реакцией при закачке двух оторочек, так как в процессе проведения способа невозможно оценить предлагаемую приемистость скважины для обработки и объемы закачиваемых бинарных составов, что приводит к вероятности начала термогазохимической реакции в самой колонне насосно-компрессорных труб при закачке бинарной смеси с инициатором взаимодействия по истечении индукционного периода. Как следствие - уменьшение температурного диапазона воздействия на сам пласт.
Низкая надежность и точность способа, обусловленные непредсказуемым началом термогазохимической реакции (на забое скважины и около обсаженного ствола скважины), создают условия, когда из-за возникающего высокого давления происходит нарушение как самой колонны насосно-компрессорных труб и заколонного цементного камня, так и спущенного в скважину оборудования, и как следствие возникновение аварийной ситуации.
Также недостатком этого и предыдущих способов является то, что закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему при последовательной закачке составов бинарной смеси, т.к. их смешение будет ограничено зоной взаимодействия, что приводит к снижению эффективности способа обработки нефтяного пласта, к уменьшению охвата воздействием.
Техническими задачами являются повышение эффективности обработки призабойной зоны нефтяного пласта за счет увеличения охвата воздействием всего пласта и околоскважинной зоны, расширение технологических возможностей способа за счет регулирования температурного диапазона термогазохимической реакции на пласт в щадящем режиме при одновременном снижении коррозии колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта.
Технические задачи решаются способом обработки нефтяного пласта, включающим последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт приготовленной на устье скважины бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава.
3
3
3
3
3
3
3
Новым является то, что предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды, в зависимости от приемистости определяют объем бинарной смеси, при приемистости от 48 до 249 м/сут закачивают 2-4 м бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м/сут до 360 м/сут закачивают 4-7 м бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, в качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1, далее производят закачку инициатора взаимодействия, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3 % от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дмв качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3 % от объема бинарной смеси, при вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с в качестве инициатора взаимодействия используют 15 %-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5 % от объема бинарной смеси, далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.
Способ реализуют при использовании следующих реагентов:
-аммиачная селитра (нитрат аммония) – гранулы белого цвета или слегка окрашенные без механических примесей, массовая доля общего азота в пересчете на азот в сухом веществе не менее 34,4 %, массовая доля воды не более 0,6 %, рассыпчатость не менее 100 %, выпускаемая по ГОСТ 2-2013 «Селитра аммиачная. Технические условия»;
2
-нитрит натрия – белые кристаллы с сероватым или желтоватым оттенком, массовая доля нитрита натрия (NaN0) не менее 97 %, массовая доля нерастворимого в воде прокаленного остатка не более 0,07 %, массовая доля воды не более 2,5%, нормы даны в пересчете на сухое вещество. Нитрит натрия выпускается по ГОСТ 19906-74 «Нитрит натрия технический. Технические условия»;
-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия - реагент Жель – бесцветная прозрачная жидкость, плотность при 20 °С, в пределах 1,1-1,2 кг/м3, рН 10 %-ного раствора в пределах 0,2-1,0, рН 100 %-ного раствора в пределах 0,1-0,5, поверхностно-активные вещества не менее 2,0 %. Выпускается по ТУ 2381-002-98205538-2006 «Средства моющие жидкие щелочные, антибактериальные серии «ЖМС»;
-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия -формалин – бесцветная прозрачная жидкость, при хранении допускается образование мути или белого осадка, растворимого при температуре не выше 40 °С, массовая доля формальдегида 37,0±0,5 %. Выпускается по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. Технические условия»;
-инициатор взаимодействия аммиачной селитры и нитрита натрия - сульфаминовая кислота – бесцветные кристаллы, в массе белого цвета, массовая доля сульфаминовой кислоты не менее 99 %, рН 1 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты 1,2. Выпускается по ТУ 2121-400-05763441-2002 «Кислота сульфаминовая техническая»;
3
2
-ингибированная соляная кислота – жидкость от бесцветного до желтого цвета, массовая доля хлористого водорода в пределах 22-24 %, плотность при 20 °С, г/см в пределах 1,108-1,119, скорость коррозии стали в соляной кислоте при 20 °С, г/(м·ч) не более 0,25. Выпускается по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия».
Сущность способа заключается в следующем.
Осуществляют последовательную закачку и продавливание в продуктивный пласт бинарной смеси, инициатора взаимодействия и кислотного состава, в результате которой происходит термогазохимическая реакция. При окислении бинарной смеси и инициатора взаимодействия в добывающей скважине образуется газовая фаза из продуктов окисления и происходит её химическое и физическое воздействие на скелет породы обрабатываемого пласта и пластовую жидкость. Вследствие реакции возникают избыточное давление и температура, определяемые временем горения бинарной смеси и степенью замкнутости пространства, приводящее к образованию микротрещин в обрабатываемом пласте. При этом тепловой фактор приводит к снижению вязкости нефти. За счет учета приемистости скважины и объема закачиваемой бинарной смеси происходит регулируемая термогазохимическая реакция в щадящем температурном режиме. Приготовленная гомогенная бинарная смесь, безопасная и обладает низкой взрывоопасностью на устье скважины. Для контроля процесса термогазохимической реакции бинарной смеси с инициатором взаимодействия используют глубинный манометр и термометр.
Закачка кислотного состава - 12 % -ного водного раствора ингибированной соляной кислоты за счет растворения карбонатной составляющей обрабатываемого пласта улучшает приемистость низкопроницаемых пропластков и предотвращает смыкание трещин после воздействия термогазохимической реакцией бинарной смеси.
По предлагаемому способу проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте высоковязкой нефти или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, дебит жидкости. Предварительно определяют приемистость добывающей скважины, вязкость нефти в пластовых условиях и минерализацию попутно добываемой воды.
Устанавливают низ колонны насосно-компрессорных труб на подошву обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы обрабатываемого пласта), при наличии нескольких пропластков – на подошву нижнего обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы нижнего обрабатываемого пласта). Проверяют колонну насосно-компрессорных труб на герметичность.
Перед проведением работ производят опрессовку насосно-компрессорных труб и арматуры на 1,5 кратное от ожидаемого рабочего давления, но не менее 15,0 МПа.
Устанавливают пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации. Устанавливают хвостовую часть насосно-компрессорных труб ниже пакера на подошву обрабатываемого пласта (не ниже 0,5 м подошвы обрабатываемого пласта).
3
3
3
3
3
В зависимости от приемистости добывающей скважины определяют объем бинарной смеси. При приемистости от 48 до 249 м/сут закачивают 2-4 м бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта, при приемистости от 250 м/сут до 360 м/сут закачивают 4-7 м бинарной смеси на 1 м вскрытой толщины продуктивного обрабатываемого пласта.
В качестве бинарной смеси используют раствор, содержащий 50-55    %-ный водный раствор аммиачной селитры и 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия в объемном соотношении указанных водных растворов 1:1.
3
3
Готовят бинарную смесь, так 45-50 %-ный водный раствор нитрита натрия вводят в 50-55 %-ный водный раствор аммиачной селитры из расчета 1 м 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия на 1 м 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры. Предлагаемые концентрация и соотношение объемов водных растворов аммиачной селитры и нитрита натрия бинарной смеси дает максимально высокую температуру термогазохимической реакции и протекание термогазохимической реакции в основной части бинарной смеси, что приводит к наиболее эффективному прогреву обрабатываемого пласта.
Далее производят закачку инициатора взаимодействия. Выбирают инициатор взаимодействия бинарной смеси в зависимости от необходимой температуры разогрева обрабатываемого пласта, определяемой по вязкости нефти в пластовых условиях и минерализации попутно добываемой воды. Определение вязкости нефти в пластовых условиях и минерализации попутно добываемой воды с целью выбора инициатора взаимодействия позволяет провести обработку пласта в «щадящем» режиме, что исключает преобразование нефти в пластовых условиях и отрицательное воздействие на цементный камень за эксплуатационной колонной, обеспечивает доставку его в зону протекания термогазохимической реакции, перемешивание с бинарной смесью в пласте и протекание реакции в полном объеме.
3
3
При вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм и выше в качестве инициатора взаимодействия используют реагент Жель в объеме 1-3 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У реагента Жель максимальной температурой разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 102 °С. При вязкости нефти в пластовых условиях от 30 мПа·с до 500 мПа·с и минерализации попутно добываемой воды ниже 200 г/дмв качестве инициатора взаимодействия используют формалин в объеме 1-3 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У формалина максимальная температура разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 100 °С. При вязкости нефти в пластовых условиях до 30 мПа·с и любой минерализации попутно добываемой воды в качестве инициатора взаимодействия используют 15 %-ный водный раствор сульфаминовой кислоты в объеме 3-5 % (объем инициатора взаимодействия увеличивают с увеличением приемистости) от объема бинарной смеси. У 15 %-ного водного раствора сульфаминовой кислоты максимальная температура разогрева на фронте окисления обрабатываемого пласта составляет 90 °С.
3
Так как при минерализации попутно добываемой воды от 200 г/дм и выше происходят образование накипи и процессы коррозии, а также появляются окалины, то в способе применяют реагент Жель, который включает компоненты, препятствующие выпадению осадков и продуктов коррозии.
Подобранная концентрация инициатора взаимодействия позволяет замедлить начало реакции бинарной смеси, снижая взрывоопасность способа.
Далее производят закачку кислотного состава в объеме, равном половине объема бинарной смеси, а в качестве кислотного состава используют 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты.
Способ в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности.
Бинарную смесь готовят в производственных цехах по приготовлению химпродуктов и доставляют по отдельности на добывающую скважину в автоцистернах в виде 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры и 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия.
Отдельно в автоцистерне доставляют на добывающую скважину инициатор взаимодействия.
3
3
Закачивают бинарную смесь, состоящую из 50-55 %-ного водного раствора аммиачной селитры и 45-50 %-ного водного раствора нитрита натрия, по колонне насосно-компрессорных труб (раствор нитрита натрия и раствор аммиачной селитры закачивают одновременно через тройниковое устройство, из расчета 1м нитрита натрия на 1 м аммиачной селитры).
3
Закачивают буфер жидкости глушения в объёме 0,5–1,0 м.
Затем закачивают весь объем инициатора взаимодействия по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата, минимальная скорость закачки инициатора реакции регулирует скорость термогазохимической реакции бинарной смеси, не взрывоопасно.
Продавливают инициатор взаимодействия в обрабатываемый пласт жидкостью глушения в объеме, превышающем объем насосно-компрессорных труб на 5–10 %. Далее производят остановку добывающей скважины на реагирование на 3-5 ч.
3
После технологической остановки добывающей скважины на термогазохимическую реакцию (3-5 ч) в добывающую скважину закачивают кислотный состав - 12 % -ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме, равном половине объема бинарной смеси, на максимально возможной скорости с расходом не менее 10 м³/ч, и продавливают в пласт жидкостью глушения в объеме насосно - компрессорных труб плюс 1-2 м, обеспечивающим вытеснение 12 % -ного водного раствора ингибированной соляной кислоты из добывающей скважины.
Оставляют добывающую скважину на реагирование в течении 24 ч.
Проводят заключительные работы по освоению добывающей скважины.
Примеры практического применения способа.
3
3
3
Пример 1. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 48 м/сут, перфорированная толщина пласта (пластов) h = 5 м (интервал пласта 1322-1327 м), вязкость нефти в пластовых условиях – 30 мПа·с, минерализация попутно добываемой воды –250 г/дм, начальный дебит скважины по нефти –1,3 т/сут и обводненность добываемой продукции – 90 %, плотность воды – 1,17 кг/л. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на глубину 1327 м. Объем насосно-компрессорных труб равен 4,0 м.
Установили пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации, хвостовая часть насосно-компрессорных труб ниже пакера устанавливается на подошву обрабатываемого пласта.
3
3
Определили объем бинарной смеси. При приемистости 48 м/сут объем бинарной смеси составил 10 м.
3
3
Закачали бинарную смесь, состоящую из 50 %-ного водного раствора аммиачной селитры в объеме 5 ми 45 %-ного водного раствора нитрита натрия в объеме 5 м по колонне насосно-компрессорных труб.
3
Продавили буфером жидкости глушения в объёме 0,5 м.
3
Закачали инициатор взаимодействия - реагент Жель в объеме 0,1 м по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата.
3
Продавили инициатор взаимодействия в пласт жидкостью глушения в объеме 4,5 м, оставили скважину на технологическую паузу в течение 3 ч.
3
После чего закачали в скважину 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, в объеме 5 м на максимально возможной скорости.
3
3
Продавили 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт жидкостью глушения в объеме насосно – компрессорных труб плюс 1-2 м (6 м).
Оставили скважину на реагирование в течении 24 часов. Провели заключительные работы по освоению скважины в соответствии с планом работ заказчика.
Результаты исследований скважины показали, что дебит нефти составил 2,9 т/сут, прирост дебита нефти – 1,6, обводненность – 75 %, обводненность уменьшилась на 15 % (см. пример 1, табл.).
3
3
3
Пример 2. На добывающей скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 285 м/сут, интервал перфорации пласта – 7,6 м (интервал пласта 1210 - 1217,6 м), вязкость нефти в пластовых условиях – 255 мПа·с, минерализация попутно добываемой воды – 180 г/дм, начальный дебит скважины по нефти –3,3 т/сут и обводненность добываемой продукции – 86 %, плотность воды – 1,12 кг/л. В скважину спустили насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм на глубину 1217 м. Объем насосно-компрессорных труб равен 3,7 м.
Установили пакер на глубину до 20 м выше верхних перфорационных отверстий верхнего интервала перфорации, хвостовая часть насосно-компрессорных труб ниже пакера устанавливается на подошву обрабатываемого пласта.
3
3
Определили объем бинарной смеси. При приемистости 285 м/сут объем бинарной смеси составил 37,58 м.
3
3
Закачали бинарную смесь, состоящую из 53,3 %-ного водного раствора аммиачной селитры в объеме 18,79 ми 48,3 %-ного водного раствора нитрита натрия в объеме 18,79  м по колонне насосно-компрессорных труб.
3
Продавили буфером жидкости глушения в объёме 0,8 м.
3
Закачали инициатор взаимодействия - формалин в объеме 0,75 м по колонне насосно-компрессорных труб на минимально возможной скорости работы насосного агрегата.
3
Продавили инициатор взаимодействия в пласт жидкостью глушения в объеме 4 м.
Оставили скважину на технологическую паузу на 5 ч.
3
После чего закачали в скважину 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, в объеме 18,79 м на максимально возможной скорости.
3
3
Продавили 12 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт жидкостью глушения в объеме насосно – компрессорных труб плюс 1-2 м (5,7 м).
Оставили скважину на реагирование в течении 24 ч.
Провели заключительные работы по освоению скважины в соответствии с планом работ заказчика.
Результаты исследований скважины показали, что дебит нефти составил 5,9 т/сут, прирост дебита нефти – 2,6, обводненность – 62 %, обводненность уменьшилась на 24 % (см. пример 14, табл.).
Остальные примеры практического применения способа обработки нефтяного пласта выполнили аналогично, их результаты приведены в таблице.
Из таблицы видно, что после проведения предлагаемого способа происходит увеличение среднесуточного дебита нефти на одну добывающую скважину в среднем на 1,99 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,33 %.
Полученные результаты показывают, что способ обработки нефтяного пласта в добывающей скважине повышает эффективность обработки призабойной зоны нефтяного пласта, а именно увеличивает охват воздействием, расширяет технологические возможности способа за счет регулирования термогазохимической реакции в щадящем температурном режиме путем учета приемистости скважины и объема закачиваемой бинарной смеси, безопасной для применения на устье скважины, обладающей низкой взрывоопасностью, при этом снижается коррозия колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны в зоне продуктивного пласта.
Таблица. Результаты осуществления способа обработки нефтяного пласта
№ участка нагнетательной скважины
Показатели работы добывающей скважины
Показатели работы добывающих скважин по участку
Бинарная смесь (БС)
Инициатор взаимодействия
Объем 12 -% ингибированной соляной кислоты, м3
Перфорированная  толщина пласта, м
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Минерализация попутно добываемой воды, г/дм<sup>3</sup>
Приемистость, м3/сут
Средний дебит нефти по участку, т/сут
Средняя обводненность добываемой продукции, %
Общий объем, м<sup>3</sup>
Водный раствор аммиачной селитры
Водный раствор нитрита натрия
Реагент Жель
Формалин
15-ный водный раствор сульфаминовой кислоты
до закачки
после закачки
прирост
до закачки
после закачки
снижение
Объем, м<sup>3</sup>
Мас. %
Объем, м<sup>3</sup>
Мас. %
Объем, м<sup>3</sup>
% от объема БС
Объем, м<sup>3</sup>
% от объема БС
Объем, м<sup>3</sup>
% от объема БС
1
5
30
250
48
1,3
2,9
1,6
90
75
15
10,00
5,00
50,00
5,00
45,00
0,10
1,00
-
-
-
-
5,00
2
4,7
180
200
90
2,8
5,1
2,3
88
71
17
11,28
5,64
51,00
5,64
46,00
0,23
2,00
-
-
-
-
5,64
3
8
499
300
249
3,3
4,9
1,6
87
64
23
32,00
16,00
55,00
16,00
50,00
0,96
3,00
-
-
-
-
16,00
4
4,9
499
199
48
1,1
2,9
1,8
86
68
18
9,70
4,85
50,00
4,85
45,00
-
-
0,10
1,00
-
-
4,85
5
5
30
150
120
2,1
3,2
1,1
88
63
25
13,50
6,75
52,50
6,75
47,50
-
-
0,27
2,00
-
-
6,75
6
6,2
240
50
245
2,4
3,9
1,5
87
65
22
24,49
12,25
54,90
12,25
49,50
-
-
0,73
3,00
-
-
12,25
7
7
29
200
180
3,1
5,3
2,2
89
73
16
23,10
11,55
53,00
11,55
48,00
-
-
-
-
0,92
4,00
11,55
8
8,3
15
120
249
2,9
5,4
2,5
89
71
18
33,12
16,56
55,00
16,56
50,00
-
-
-
-
1,66
5,00
16,56
9
6
25
180
50
2,7
4,8
2,1
87
69
18
12,00
6,00
50,00
6,00
45,00
-
-
-
-
0,36
3,00
6,00
10
5,6
220
250
250
1,8
3,2
1,4
87
65
22
22,40
11,20
50,00
11,20
45,00
0,22
1,00
-
-
-
-
11,20
11
7,6
499
270
310
2,7
4,9
2,2
85
64
21
42,71
21,36
53,50
21,36
48,50
0,85
2,00
-
-
-
-
21,36
12
9,4
45
200
360
3,3
5,3
2
88
68
20
65,52
32,76
55,00
32,76
50,00
1,97
3,00
-
-
-
-
32,76
13
6,3
490
199
260
3
5,8
2,8
87
64
23
26,90
13,45
50,50
13,45
45,50
-
-
0,27
1,00
-
-
13,45
14
7,6
255
180
285
3,3
5,9
2,6
86
62
24
37,58
18,79
53,30
18,79
48,30
-
-
0,75
2,00
-
-
18,79
15
9,6
30
150
360
3,1
4,9
1,8
87
69
18
66,91
33,46
55,00
33,46
50,00
-
-
2,01
3,00
-
-
33,46
16
5
14
230
250
2,5
4,5
2
88
67
21
20,00
10,00
50,00
10,00
45,00
-
-
-
-
0,60
3,00
10,00
17
7,9
29,5
200
290
2,4
4,6
2,2
87
64
23
40,13
20,07
54,10
20,07
49,10
-
-
-
-
1,57
3,90
20,07
18
9,7
20
120
360
3,4
5,6
2,2
88
66
22
67,61
33,80
55,00
33,80
50,00
-
-
-
-
3,38
5,00
33,80
Полезная модель относится к измельчительному оборудованию торфяной промышленности и может найти применение при добыче торфяного сырья карьерным способом для измельчения экскавированного торфяного сырья с одновременным его усреднением и сепарацией древесных включений.
Известен фрезерный культиватор (Авторское свидетельство SU 1445570, опубл. 23.12.1988), включающий раму и два симметрично расположенных горизонтальных фрезерных барабана, каждый из которых посредством шарнирной муфты соединен с механизмом привода и снабжен кожухами.
Недостатком является симметричное расположение горизонтальных фрезерных барабанов, при работе которых измельченное торфяное сырье скапливается в полости барабанов, что требует остановки технологического процесса, чистки оборудования и приводит к снижению производительности устройства.
Известна режущая коронка для горной машины (патент РФ № 2096611, опубликовано 20.11.1997) включающая полый корпус, лобовину, винтовые лопасти, держатели и подразделяющие инструменты.
Недостатком является сплошная форма породоразрушающего инструмента. При вращении и перемещении корпуса коронки породоразрушающий инструмент вступает во взаимодействие с разрушаемым материалом и осуществляет его разрушение. После разрушения породоразрушающий инструмент подгребает отбитую горную массу к специальному погрузочному устройству, тем самым затрачивая дополнительную энергию на перемещение разрушенного материала, что приводит к снижению производительности устройства.
Известен фрезерный барабан для машин, добывающих измельченный торф (Авторское свидетельство СССР № 25583, опубликовано 31.03.1932), включающий расположенные по образующим цилиндра, связанные на валу его муфтами уголковые полосы. На несущих полках последних укреплена вертикально пилообразно зазубренная полоса в один или несколько винтовых ходов, причем зубцы, составленной из отдельных кольцевых или сегментных частей, полосы снабжены с рабочей стороны режущей поверхностью в виде верхней полого скошенной грани, предназначенной для фрезерования пней, и нижней крутой – для фрезерования торфяной массы.
Недостатком технического решения являются наличие зубцов пилообразной полосы. При взаимодействии зубцов с разрушаемым материалом подвергаются измельчению все древесные включения, поступающие с торфяным сырьем, и не сепарируются крупные древесные включения, тем самым затрачивая дополнительную энергию на измельчение, а также снижая качество измельченного торфяного сырья, повышая его засоренность древесными включениями, что приводит к снижению качества.
Известно устройство для экскавации торфяной залежи (Авторское свидетельство SU № 179747, опубликовано 28.11.1966), которое включает фрезу и рассекатели. Фреза выполнена в виде насаженных на вал дисков с прикрепленными на них плоскими изогнутыми ножами, расположенными по винтовой линии пространственного цилиндра, образуемого вращением дисков.
Недостатком является то, что в конструкции рассматриваемого устройства расстояние между плоскими изогнутыми ножами, установленными на дисках слишком большое, следовательно, при использовании данной фрезы для измельчения экскавированного торфяного сырья нарушенной структуры, часть торфяного сырья будет попадать в полость пространственного цилиндра не подвергаясь измельчению, тем самым снижает производительность устройства и качество продукции.
Известен исполнительный орган устройства для разрушения минеральных сред и искусственных материалов (патент РФ № 2055184, опубликовано 27.02.1996), принятый за прототип, состоящий из корпуса в виде барабана цилиндрической формы и закрепленных на барабане инструменто-держателей с разрушающими инструментами.
Недостаткомданного исполнительного органа является барабан цилиндрической формы, установленный на горизонтальной оси, что приводит к скоплению материала внутри барабана, забиванию полости конструкции материалом и, как следствие, снижению производительности устройства.
Техническим результатом является снижение энергоемкости процесса измельчения и усреднение торфяного сырья и сепарация древесных включений.
Технический результат достигается тем, что ось барабана расположена под углом α в диапазоне от 6 до 10° к горизонту таким образом, что поверхность барабана в нижней части лежит под двойным углом конусности β, а в верхней – горизонтальна,
разрушающий инструмент выполнен в форме проходных полукольцевых ножей, которые выполненные в виде косых отрезков трубы с режущей кромкой, причем каждый нож установлен на конической поверхности барабана над овальным отверстием, которое выполнено на образующей конического барабана.
Устройство поясняется следующими фигурами:
фиг. 1– общая схема устройства;
фиг. 2 – общая схема устройства, вид спереди;
фиг. 3 – проходной полукольцевой нож;
фиг. 4 – проходной полукольцевой нож, вид спереди;
фиг. 5 – проходной полукольцевой нож, вид сбоку, где:
1 – полый барабан;
2 – проходные полукольцевые ножи;
3 – бункер-питатель;
4 – угол α;
5 – угол β;
Устройство для фрезерной обработки экскавированного торфяного сырья содержит исполнительный орган, состоящий из полого барабана 1 (фиг. 1, 2) в форме конуса, на нем жёстко закреплены проходные полукольцевые ножи 2 (фиг. 1 - 5). Бункер-питатель 3 (фиг. 1, 2) жёстко закреплен на полом барабане 1. Разрушающий инструмент выполнен в форме проходных полукольцевых ножей 2 (фиг. 1 - 5) выполненных в форме косых отрезков труб с режущей кромкой. Проходные полукольцевые ножи 2 установлены на конической поверхности барабана над овальными отверстиями, а сами отверстия выполнены на образующей конического барабана. Ось барабана расположена под углом α 4 в диапазоне от 6 до 10° к горизонту таким образом, что поверхность барабана в нижней части лежит под двойным углом конусности β 5, а в верхней – горизонтальна. При расположении оси фрезы под углом α <6° эвакуация измельченного торфяного сырья будет затрудняться, и оно будет накапливаться в полости барабана, что может привести к снижению производительности устройства. При расположении оси фрезы под углом α >10° рабочая поверхность фрезы уменьшится, что может привести к снижению производительности.
Устройство работает следующим образом. Экскавированное торфяное сырье поступает в бункер-питатель 3 (фиг.1, 2) устройства для фрезерной обработки экскавированного торфяного сырья и под собственным весом опускается на поверхность исполнительного органа, выполненного в виде конического полого барабана 1 (фиг.1, 2). При вращении конического полого барабана проходные полукольцевые ножи 2 (фиг.1-5) отрезают стружки торфяного сырья, которые под действием собственного веса попадают внутрь барабана и высыпаются в штабель.
Устройство позволяет при фрезерной обработке экскавированного торфяного сырья нарушенной структуры обрабатываемый материал не подвергается перемещению проходными полукольцевыми ножами, а попадает внутрь барабанной фрезы под собственным весом и покидает его полость за счет того, что ось фрезы расположена под углом.