Способ закачки бинарных смесей в пласт
METHOD OF PUMPING BINARY MIXTURES INTO FORMATION

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может использоваться для эффективной закачки бинарных смесей в продуктивный пласт.
Известен способ термогазовой обработки пласта (патент RU №2433258, МПК E21B 43/243, опубл. 10.11.2011 Бюл. № 31) путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, закачку охлаждающего флюида и последующий отбор через нее нефти, причем объем закачки охлаждающего флюида определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти 100-180°С, при этом закачку охлаждающего флюида осуществляют сразу после окончания закачки необходимого объема окислителя или до окончания его закачки, а начинают закачку охлаждающего флюида с закачки раствора химического реагента, разлагающегося при нагреве с выделением инертного газа.
3
пр
Известен также способ стимулирования процесса добычи нефти (патент RU №2546694, МПК E21B 43/22, Е21В 43/24, опубл. 10.04.2015 Бюл. №10) путем оптимизации режима термохимических реакций, протекающих в скважинах и в продуктивных пластах с использованием водных растворов бинарных смесей - БС - неорганической или органической селитры, нитрита или гидрида щелочного металла, закачиваемых по отдельным каналам, отличающийся тем, что он включает последовательные операции: монтаж оборудования в скважинах на выбранном участке месторождения; оснащение каждой скважины устройствами для контроля температуры, давления и состава продуктов реакций, протекающих в скважине и в пласте в режиме реального времени; предварительный нагрев участков пласта около скважины объемом не менее 20 м до температуры не менее 100°C путем закачки не менее 2 т реагентов БС; циклический нагрев части пласта около скважины объемом не менее 100 м, массой не менее 250 т, до температуры не менее 140°C за счет реакции не менее 12 т реагентов БС, при этом обеспечивают первый уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем чередования в канале закачки порций раствора селитры массой не более 1 т каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 т каждая и второй уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем непрерывных контроля и регулирования процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предвзрывной (Т), которую определяют по появлению признаков самоускорения реакции на регистрируемых кривых зависимости температуры и давления от времени, прекращают закачку инициатора разложения селитры в скважину и в последующем закачивают раствор селитры массой не менее 10 т в предварительно нагретый пласт, при этом реализуют третий уровень взрывобезопасности в процессе реакции в пласте, катализируемой теплом, накопленным в предыдущих циклах, который связывают с отношением массы селитры, закачиваемой в поры и трещины пласта, к массе породы, преимущественно, 1 к 20 и с низкой, близкой к нулю, вероятностью взрыва смеси 95 мас.% породы и 5 мас.% селитры, причем закачку реагентов на всех циклах проводят при непрерывном контроле температуры в зоне реакции, давления и температуры в районе пакера и в процессе закачки реагентов с целью своевременного прекращения реакции при выходе параметров реакции за пределы допустимых режимов.
Известен также способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент RU №2696714, МПК E21B 43/24, С08К 8/592, опубл. 05.08.2019 Бюл. №22), включающий закачку в нефтяной пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и контроль в процессе обработки пласта температуры и давления, причем перед закачкой бинарной смеси определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объемы и режимы подачи бинарной смеси, причем производят однотрубную закачку заранее определенного объема бинарной смеси в две стадии с расходом бинарной смеси на первой стадии не более 25% от объема и закачкой после первой стадии разделительной пачки воды, а саму бинарную смесь приготавливают непосредственно перед ее закачкой на кустовой площадке скважины, через которую производят обработку нефтяного пласта, посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи растворов, добавляя нитрит натрия в приготовленный раствор аммиачной селитры, при этом в процессе закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления снижают расход бинарной смеси вплоть до остановки ее закачки, после чего осуществляют подачу воды и далее, при восстановлении давления закачки до рабочего, продолжают закачку оставшегося объема бинарной смеси.
Общим недостатками данных способов являются большие неэффективные затраты компонентов бинарной смеси, так как реагирует незначительная часть смешиваемых в пласте компонентов, а остальная часть (до 80%)закачивается в пласт без смешения, наибольшая эффективность достигается в непосредственной близости от скважины, через которую закачиваются компоненты, так как при удалении от этой скважины концентрация бинарной смеси падает в квадратичной зависимости, при этом очень высоки риски смешения части компонентов бинарной смеси в стволе скважины и создания аварийной ситуации из-за преждевременной или неадресной начала термохимической реакции.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2706154, МПК E21B 43/24, E21B 43/22, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 14.11.2019 Бюл. №32), включающий строительство горизонтальной добывающей и как минимум двух вертикальных нагнетательных скважин, размещенных над горизонтальной добывающей скважиной на одной плоскости выше ствола горизонтальной добывающей скважины на 5-10 м по сетке с расстоянием от 50 до 200 м друг от друга, перфорацию вертикальных нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта, оснащение горизонтальной добывающей скважины датчиками температуры, закачку рабочего агента в вертикальные нагнетательные скважины, контроль температуры в горизонтальной добывающей скважине, регулирование равномерного прогрева пласта и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, причем перед строительством скважин определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давление и температуру, до перфорации осуществляют изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, затем производят перфорацию вертикальных нагнетательных скважин, обеспечивающую закачку рабочего агента в направлении навстречу друг другу, дополнительно оснащают горизонтальную добывающую скважину устройствами для контроля давления в скважине и пласте, а вертикальные нагнетательные скважины - устройствами для контроля температуры и давления в скважине и пласте, в качестве рабочего агента используют два водных раствора веществ, образующих при смешивании друг с другом в области смешения бинарную смесь с выделением энергии, при этом водные растворы закачивают одновременно раздельно в чередующиеся вертикальные нагнетательные скважины в течение 2-12 ч равномерными потоками, контролируют температуру и давление в горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважинах, регулируют перемещение области смешения от ствола одной вертикальной нагнетательной скважины к стволу другой изменением давления закачки.
Недостатками данного способа являются большие неэффективные затраты компонентов бинарной смеси из-за рассеивания во всех направлениях пласта, а не только в направлении другой скважины, тем более закачка идет сразу из двух скважин, в которых поддерживается давление выше пластового, при этом после смешения первой партий компонентов очень трудно закачивать последующие именной в область реакции из-за роста давления закачки, что снижает эффективность бинарной смеси в пласте.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа закачки бинарных смесей пласт, позволяющего более эффективно использовать компоненты бинарной смеси для уменьшения ненужных потерь, улучшения смешивания и, как следствие, более эффективного воздействия на пласт данной бинарной смесью.
Техническая задача решается способом закачки бинарных смесей в пласт, включающим определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство минимум двух скважин с параллельными стволами в пласте и гидравлически сообщенных между собой, закачку отдельных компонентов бинарной смеси в соответствующие близлежащие скважины в направлении навстречу друг другу до их смешения между собой с получением бинарной смеси.
Новым является то, что перед закачкой также определяют основное направление распространения трещин при гидроразрыве пласта, стволы в пласте строят горизонтальные с направлением поперек основного направления распространения трещин в пласте, гидравлическое сообщение между скважинами обеспечивается гидроразрывами пласта в горизонтальных стволах скважины, после определения требуемого интервала закачки бинарного состава закачку компонентов близлежащих скважин производят последовательно, сначала закачивают первый компонент через одну скважину, продавливая буферной жидкостью, со снижением уровня жидкости откачкой во второй ниже пластового давления, первый компонент закачивают до достижения по трещинам требуемого интервала пласта между стволами скважин, после чего во второй скважине поднимают давление для выдавливания первого компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, далее снижают уровень жидкости откачкой в первой скважине ниже пластового давления, а второй компонент закачивают через вторую скважину до достижения по трещинам требуемого интервала, после чего в первой скважине поднимают давление для выдавливания второго компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта.
Новым является также то, что второй компонент перед закачкой смешивают с замедлителем реакции с первым компонентом для более полного перемешивания их в интервале пласта.
Способ реализуется в следующей последовательности.
Продуктивный пласт перед началом эксплуатации разбуривается разведывательными скважинами с отбором кернов и проведением геофизических исследований, а также – одностадийных и/или многостадийных гидроразрывов пласта (ГРП). Исходя из исследований пласта, определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давления, температуру и основное направление распространения трещин при ГРП (на месторождениях Республики Татарстан (РТ) не менее 70 – 80% трещин). Производят строительство минимум двух скважин с параллельными горизонтальными стволами в пласте с направлением поперек основного направления распространения ГРП в пласте. Для возникновения гидравлической связи между стволами скважин в них проводят одностадийный и/или многостадийный ГРП, трещины которого имеют как минимум в два раза большую проницаемость, чем начальная проницаемость пласта. При необходимости закачки бинарного состава в пласт (для изоляции водопритоков, прогрева пласта, увеличения или снижения проницаемости и/или т.п.) интервал обработки (интервал водопритока, зона прогрева и т.п.) определяют геофизическими исследованиями. Исходя из необходимого объема закачки (для получения водоизоляционного экрана, объема зоны прогрева) и типа бинарного состава с учетом потерь (определяется эмпирическим путем для каждого пласта) определяют необходимый объем для закачки каждого компонента в пласт. Эмпирическим путем и/или гидродинамическими расчетами (например, при помощи программного продукта STARS CMG, ROXAR или т.п.) определяют временные интервалы и давления для закачки каждого компонента сначала в трещины, а потом – в пласт в требуемый интервал, а также технологической выдержки для каждого компонента. Скважины, через которые будут закачиваться компоненты бинарной смеси, оснащают соответствующими глубинными насосами. Через одну из скважин (например, по затрубью лифтовых труб насоса, по лифтовым трубам при извлечении вставного насоса из замкового механизма или т.п.) закачивают первый компонент, а во второй(ых) близлежащей(их) скважине(ах) снижают уровень жидкости отбором соответствующим насосом ниже пластового, обеспечивая быстрое наполнение трещин ГРП закачиваемой жидкостью. При достижении первым компонентом по трещинам ГРП требуемого интервала в скважинах прекращают отбор жидкости и нагнетают продавочную жидкость для повышения давления в трещинах, за счет чего первый компонент из трещин выдавливается непосредственно в пласт. После технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления. Потом во вторую(ые) скважины закачивают второй компонент, а в первой снижают уровень жидкости отбором соответствующим насосом ниже пластового, обеспечивая быстрое наполнение трещин ГРП вторым компонентом с достижением требуемого интервала. В первой скважине прекращают отбор жидкости и нагнетают продавочную жидкость для повышения давления в трещинах, за счет чего второй компонент из трещин также выдавливается непосредственно в пласт. После технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в требуемом интервале пласта. Для замедления реакции между двумя компонентами бинарной смеси, что может помешать взаимодействию этих компонентов в полном объеме после перемешивания, второй компонент перед закачкой смешивают с замедлителем реакции с первым компонентом. Для каждой бинарной смеси может быть использован свой замедлитель. По завершению реакции и полного сформирования бинарной смеси, давление в первой и во второй скважинах сбрасывают и продолжают эксплуатацию в их в прежнем режиме.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Участок терригенного пласта бобриковского горизонта, залегающий на глубине 1200 м разбурили по рядной сетке девятью горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы длиной 250±20 м которых, пробуренные поперек преобладающего распространения трещин ГРП, расположены в пласте на расстоянии 150±12 м, отклонения связаны с погрешностью при бурении. Преобладающее распространение трещин ГРП определили при проведении ГРП в пилотных (исследовательских скважинах). По своему строению пласт неоднородный: толщина меняется в пределах: 12 – 14,5 м; пористость – 24,5-27,2%: проницаемость – 0,4-2,1 мкм. Вязкость нефти в пластовых условиях 20 мПа∙с. Между горизонтальными скважинами установили гидравлическую связь при помощи многостадийного ГРП в каждой. На способы проведения ГРП авторы не претендуют. Образованные при ГРП трещины имеют проницаемость – 8 – 12 мкм. Горизонтальные скважины используются как добывающие, оборудованные вставными глубинными штанговыми насосами, обеспечивая интенсивный фронт отбора по всему участку пласта. В качестве нагнетательных использовался ряд из четырех вертикальных скважин. Начальная приемистость нагнетательной скважины равнялась 410 м/сут. при давлении 6,0 МПа. Плотность закачиваемой воды с кустовой насосной станции (КНС) равнялась 1,1 г/см. Суточная добыча нефти участка пласта на начальном этапе по добывающим составляла 148,9 т со средней обводненностью 81,4%., через два с половиной года добыча – 38,3 т со средней обводненностью 95,4%. После геофизических исследований определили наличие водопритока между слева на право стволами 3 и 4 скважин в интервале 30 – 60 м от ствола 4 скважины. Было решено для изоляции водопритока использовать бинарный состав, включающий первый компонент – водный 0,1% состав полиакриламида (ПАА) и второй состав – водный 0,02% состав солей алюминия. В качестве ПАА использовался полиакриламид марки ДР 9-8177 с молекулярной массой 6,7 млн. ед., а в качестве солей алюминия – сернокислый алюминий (СКА). Исходя из площади и толщины водоизоляционного экрана, определили потребность в компонентах: 0,12 т ПАА и 0,022 т СКА. Приготовление и дозировка закачиваемого состава производилась с помощью установки «Бейкер» с минимальной производительностью 168 м/сут (7 м/час). Максимальная производительность установки составляет 240 м/сут (10 м/час). В качестве первой для закачки выбрали скважину 4, в которую по затрубью лифтовых труб насоса закачали 120 м0,1% водного раствора ПАА с производительностью 8 м/час в течение 15 часов. При этом во второй для закачки скважине 3 отбором насоса снизили давление с 7 МПа до 4 МПа. Далее раствор ПАА продавочной жидкостью с плотностью 1,1г/см в объёме 20 м при давлении на установке «Бейкер» 4 МПа закачали по трещинам ГРП. После чего во второй скважине прекратили отбор жидкости насосом, который извлекли при помощи штанг из замкового механизма соответствующих лифтовых труб с последующим поднятием на 20 м, подняли с 4 МПа до 11 МПа закачкой продавочной жидкости по лифтовым трубам. Суммарно в обе скважины закачали 120 м продавочной жидкости с производительностью 10 м/час (12 часов) для вытеснения из трещин ГРП первого компонента в пласт – в интервал водопритока. Закачку прекратили без сброса давления, а после трехчасовой выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, во вторую скважину по затрубью лифтовых труб насоса закачали 110 мвторой компонент. При этом в первой скважине отбором насоса снизили давление с 7 МПа до 4 МПа. Раствор СКА продавочной жидкостью с плотностью 1,1 г/см в объёме 30 м при давлении на установке «Бейкер» 6 МПа закачали по трещинам ГРП. После чего в первой скважине прекратили отбор жидкости и подняли с 4 МПа до 13 МПа закачкой продавочной жидкости по затрубью лифтовых труб. Суммарно в обе скважины закачали 110 м продавочной жидкости для вытеснения из трещин ГРП второго компонента в пласт – в интервал водопритока (требуемый для закачки интервал), где находится первый компонент бинарной смеси. Закачку технологической жидкости в обе скважины прекратили без сброса давления. После технологической выдержки в 24 часа, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале водопритока пласта. После чего все девять скважин запустили на отбор продукции. В результате обводненность продкуции упала до 84%, а суммарный дебит нефти вырос до 122 т/сут. Как показывают расчеты, при такой закачке компонентов, до 80% их участвует в получении бинарной смеси в пласте, что в 4 – 5 раз эффективней, чем с использованием аналогичных компонентов (например, патенты RU №2153062, 2436941, 2536529 или т.п.) при последовательной закачке в пласт. Это приводит к экономии реагентов как минимум в 4 раза при той же эффективности. При этом суммарное время закачки реагентов из-за высокой проницаемости трещин ГРП (более чем в 2 раза большей, чем пласта) сокращается как минимум в 2 раза.
Пример 2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Участок Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти или битума разбурили по рядной сетке пятью горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы длиной 350±20 м которых расположены в пласте на расстоянии 90±10 м поперек преобладающего распространения трещин при ГРП. Определили геофизическими исследованиями следующие параметры: среднюю общую толщину пласта - 24 м; нефтенасыщенную толщину пласта - 21 м; глубину залегания пласта (до кровли) - 63 м; начальное пластовое давление - 0,9 МПа; начальную пластовую температуру - 8°С; плотность нефти в пластовых условиях - 0,972 т/м; коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 14000 мПа⋅с; коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,63 мПа⋅с; среднюю проницаемость по керну в пласте - 2,23 мкм; среднюю пористость по керну в пласте - 0,29 доли ед. Между горизонтальными скважинами установили гидравлическую связь при помощи ГРП в каждой. Образованные при ГРП трещины имеют проницаемость – 10–11 мкм. Горизонтальные скважины используются как добывающие, оборудованные вставными глубинными штанговыми насосами, с периодической закачкой компонентов для инициации пластового горения в пласт между скважинами. Для инициации пластового горения решено использовать бинарный состав, включающий первый компонент – 20% водный раствор нитрата аммония (НА) и второй состав – 25% водный раствор нитрита натрия (НН). Определили, что необходимо для закачки первого компонента 211 м, а второго – 152 м. Через одну в первые для закачки скважины (в крайние и центральную) закачивали по затрубью лифтовых труб первый компонент – раствор НА с расходом 4 м/сут под давлением 1,3 МПа. При этом во вторых для закачки близлежащих скважинах (расположенных между первыми) отбором насосов снизили давление с 0,9 МПа до 0,5 МПа. После закачки 211 м раствора НА в трещины ГРП во вторых скважинах прекратили отбор и повысили давление закачкой по затрубью лифтовых труб минеральной воды плотностью 1,15 г/см до 1,3 МПа. Также минеральную воду нагнетали и в первые скважины, после суммарной закачки минеральной воды 205 м и вытеснения первого компонента из трещин ГРП в пласт закачку прекратили без сброса давления, выдержали под давлением два часа для обеспечения равномерного распределения первого компонента в интервале пласта и выравнивания в этом интервале пластового давления. После чего во вторую скважину по затрубью лифтовых труб насоса закачали 152 мвторого компонента с расходом 3,5 м/сут при давлении 1,5 МПа с добавлением 0,1% водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении 100 к 1 для замедления реакции с первым компонентом на время закачки второго компонента в пласт (для лучшего смешения компонентов до инициации пластового горения). Для замедления реакции могут использоваться нейтральные к компонентам бинарной смеси поверхностно-активные вещества и гелевые составы. При этом в первой скважине отбором насоса снизили давление с 0,9 МПа до 0,6 МПа. По завершении закачки второго компонента в первой скважине прекратили отбор жидкости и подняли с 0,6 МПа до 1,5МПа закачкой минеральной воды по затрубью лифтовых труб. Суммарно в обе скважины закачали 150 м продавочной жидкости с суммарной производительностью с расходом 5 м/сут для вытеснения из трещин ГРП второго компонента в пласт – в интервал между скважинами (требуемый для закачки интервал), где находится первый компонент бинарной смеси. Закачку технологической жидкости в обе скважины прекратили без сброса давления. После технологической выдержки в 6 часов, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта, температура во всех скважинах поднялась до 40ºС. Все скважины запустили на отбор продукции насосами. Отбор продукции поддерживали в суммарном объеме, не позволяющим повышение температуры продукции выше 90ºС. После снижения температуры ниже 30ºС воздействие на пласт для инициации пластового горения периодически повторяли. Как показывают расчеты, при такой закачке компонентов, до 90% их участвует в получении бинарной смеси в пласте, что в 6 – 8 раз эффективней, чем с использованием аналогичных компонентов (например, патенты RU №2706164, 2425969 или т.п.) при последовательной закачке в пласт. Это приводит к экономии реагентов как минимум в 4 раза при той же эффективности. При этом суммарное время закачки реагентов из-за высокой проницаемости трещин ГРП (более чем в 3 раза большей, чем пласта) сокращается как минимум в 4 раза.
Предлагаемый способ закачки бинарных смесей в пласт позволяет более эффективно использовать компоненты бинарной смеси для уменьшения ненужных потерь, улучшения смешивания и, как следствие, более эффективного воздействия на пласт данной бинарной смесью.