Способ термохимической обработки нефтяного пласта
METHOD FOR THERMO-CHEMICAL TREATMENT OF OIL RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к способам термохимической обработки пласта для стимулирования процесса добычи нефти путем оптимизации режима термохимических реакций, протекающих в продуктивных пластах с использованием реакции бинарных смесей.
Известен способ стимулирования добычи нефти, заключающийся в закачке в пласт водного раствора бинарной смеси на основе аммиачной селитры и нитрита натрия в совокупности с инициирующим составом при контроле температуры, давления и состава продуктов реакций на протяжении процесса обработки пласта. (Патент РФ №2546694, публ. 2015).
Указанный способ позволяет за счет химического разложения больших объемов реагентов, закачиваемых в пласт, значительно повысить пластовую температуру и давление в зоне реакции, снизить вязкость флюида, увеличить коэффициент охвата и тем самым увеличить нефтеотдачу. Процесс закачки производится последовательно: чередуют закачку ограниченных объемов аммиачной селитры, массой не более 1 тонны каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 тонны каждая. Повысить взрывобезопасность процесса и преждевременный выход из строя оборудования позволяет также непрерывный контроль температуры и давления, обеспечивающий регулирование процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предельного уровня, превышающего параметры безопасности. При появлении признаков самоускорения реакции, идентифицируемых по показаниям приборов измерения температуры и давления, прекращают закачку инициатора в скважину.
В известном способе обработки технологическая схема предполагает подачу в пласт компонентов бинарной смеси - аммиачной селитры и нитрита натрия по отдельным каналам, что имеет существенные недостатки. Во-первых, двухтрубная закачка требует наличие двух типоразмеров насосно-компрессорных труб (НКТ), специальной фонтанной аппаратуры, предусматривающей возможность подвески 2-х типоразмеров НКТ, двух линий высокого давления с набором датчиков, предохранительных клапанов и т.д., что значительно повышает стоимость термохимической обработки пласта. Во-вторых, двухтрубная закачка не обеспечивает полного смешивания и гомогенизации компонентов бинарной смеси по всему ее физическому объему, а также высокую концентрацию минеральных солей в водном растворе (до 70%), поскольку при смешении 2-х отдельных водных растворов - нитрита натрия и аммиачной селитры суммарная массовая концентрация солей значительно падает. В-третьих, при контакте водного раствора аммиачной селитры с рН 4-7 и инициатора в виде водного раствора нитрита щелочного металла с рН 12-14 возможно инициирование реакции разложения аммиачной селитры непосредственно в зумпфе скважины с развитием неуправляемого взрывного процесса, сопровождающегося резким повышением давления и увеличением температуры. Итогом такого процесса может стать повреждение обеих колонн НКТ, срыв пакера, растрескивание цементного камня обсадной колонны и нарушение ее герметичности.
Кроме того, описанный известный способ обработки пласта помимо контроля температуры и давления предполагает отслеживание в режиме реального времени и состава продуктов реакций, что весьма затруднительно в условиях значительных флуктуаций концентрации при смешении подаваемых по отдельным каналам рабочих фракций реагентов.
Как правило, для реализации термохимической обработки пласта используются заранее приготовленные растворы компонентов бинарных смесей, доставляемые на скважину. С момента приготовления раствора до его закачки в скважину проходит значительное время, за которое возможно разделение раствора с выпадением осадка, что снижает его эффективность. В этом случае требуется доведение раствора до нужной кондиции путем его дополнительного нагрева, перемешивания, удаления осадка и др., что влечет за собой дополнительные временные и материальные потери. Кроме того, для каждого месторождения и даже отдельной скважины требуется индивидуальный подбор состава агента и обработки, объемов фракций и концентрации, в зависимости от характеристик давления, температуры, приемистости пласта. Поэтому доставка предварительно подготовленных растворов в большем количестве, чем, возможно, потребуется для обработки, может приводить к непродуктивному расходованию исходных химических реагентов и необходимости последующей утилизации излишков растворов бинарных смесей.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа термохимической обработки нефтяного пласта, позволяющего оптимизировать процесс за счет роста эффективности воздействия на нефтегазоносный пласт, а также повысить безопасность самого технологического процесса закачки бинарной смеси в пласт при одновременном снижении затрат на его реализацию.
Поставленная задача решается тем, что в способе термохимической обработки пласта, включающем закачку в нефтяной пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и контроль в процессе обработки пласта температуры и давления, перед закачкой бинарного состава определяют приемистость скважины, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объем и режимы подачи бинарной смеси, причем производят однотрубную закачку заранее определенного заданного объема бинарной смеси в двухстадийном режиме с расходом бинарной смеси на первой стадии не более 25% от объема, а саму бинарную смесь приготавливают непосредственно перед ее закачкой на кустовой площадке скважины, 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 уровня снижают расход бинарной смеси вплоть до полной остановки ее закачки, после чего осуществляют подачу воды, и далее при восстановлении давления закачки до заданного, продолжают закачку оставшегося объема бинарной смеси.
Кроме того, бинарную смесь можно подавать совместно с инициатором реакции, в качестве которого используют раствор фомальдегида или глиоксаля, впрыскивая инициатор непосредственно в бинарную смесь перед ее закачкой в пласт. Также, непосредственно перед закачкой бинарной смеси и/или после закачки бинарной смеси производят закачку активатора реакции, в качестве которого используют раствор неорганической кислоты или формалин. После закачки каждого из реагентов производят закачку разделительной пачки воды. Закачку всех реагентов производят через одну и ту же насосно-компрессорную трубу.
Проведение первичных замеров в перфорированном интервале скважины и определение приемистости скважины позволяет наиболее точно рассчитать оптимальный режим подачи, а также необходимый для закачки объем бинарной смеси, что позволяет повысить эффективность воздействия на нефтегазовый пласт.
Однотрубная закачка бинарной смеси (далее - БС) позволяет применить стандартную фонтанную арматуру, не изменяя специально скважинное и устьевое оборудование, что снижает себестоимость проводимых работ. Кроме того, экзотермическая реакция разложения БС происходит непосредственно в пласте, а не в стволе скважины, что позволяет передавать всю выделившуюся энергию напрямую пластовому флюиду и разогревать коллектор пласта, достигая снижения вязкости нефти и раскольматирования
призабойной зоны. Быстрое выделение большого количества тепла и газов создает в порах и трещинах давление, необходимое для расширения существующих трещин и возниковению дополнительной микротрещиноватости с интенсификацией дальнейшего проникания продуктов реакции и температуры в глубь пласта. Также при однотрубной закачке отсутствуют ограничения на объемы закачиваемой БС, нет строгих требований по чередованию закачиваемых порций аммиачной селитры с водой и имеется возможность регулирования индукционного периода запуска состава БС применением различного количества инициатора реакции. Увеличением скорости реакции разложения БС возможно достижение множественных мини-разрывов пласта в области реакции (при достижении уровней давления выше 65 МПа. При этом использование закачки продавочной жидкости (воды), следующей за закачкой БС, позволяет оттеснить зону реакции на периферию призабойной зоны, за счет чего возвратные давления, приходящие на скважину, не превышают 30%, что обеспечивает безопасность проводимых работ.
Приготовление раствора БС непосредственно на кустовой площадке перед началом закачки в скважину снижает риск выпадения осадка, расслоения готового раствора при его транспортировке на скважину, хранении при атмосферных условиях (влияние давления, температуры, влажности и пр.). На кустовой площадке перед закачкой готовится именно такой объем БС, который нужен, исходя из определенных непосредственно перед работой приемистости скважины, характеристик давления и температуры пласта и пр. Исключается риск непродуктивного расходования исходных химических реагентов и необходимости последующей утилизации излишков БС.
Еще одним существенным преимуществом является снижение риска спонтанного возникновения реакции разложения БС при хранении или перевозке готового состава БС в металлических емкостях, например, при жаркой погоде и прямом воздействии солнечных лучей.
Приготовление непосредственно на скважине раствора аммиачной селитры и уже последующее растворение в нем нитрита натрия позволяет получить раствор бинарной смеси с заданными параметрами плотности, массовой концентрации и рН.
Использование двухстадийного режима закачки БС с расходом на первой стадии не более 25% от заданного объема позволяет изначально воздействовать непосредственно на призабойную зону пласта и произвести ее очистку за счет создания необходимой температуры для расплавления асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО), препятствующих поступлению нефти из пласта в ствол скважины. Выделение большого количества горячего газа способствует раскольматированию коллектора. На второй стадии
подачи основного объема БС происходит расширение зоны обработки до 5-10 метров в глубь пласта.
Остановка процесса закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления и после этого осуществление подачи воды позволяет производить контроль над началом реакции разложения БС, которое может произойти как в стволе, так и непосредственно в призабойной зоне пласта, предотвращая ее преждевременный запуск.
Подача БС вместе с инициатором реакции, в качестве которого используют слабый раствор формальдегида или глиоксаля, позволяет избежать преждевременное развитие в стволе скважины или в пласте в непосредственной близости к скважине интенсивного процесса тепло- и газовыделения в результате взаимодействия компонентов бинарной смеси, обеспечивая индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт.
Закачка после бинарной смеси активатора реакции, в качестве которого используют раствор неорганической кислоты (например, соляной, азотной, фосфорной и др.) или формалин, обеспечивает гарантированный запуск реакции в пласте. Также активатор можно закачивать и перед закачкой бинарной смеси. Он пропитывает поровое пространство и создает благоприятные условия для запуска реакции в пласте. Его концентрация и объем рассчитывается исходя из того, чтобы не вызвать преждевременный запуск реакции во время закачки.
Закачку разделительной пачки воды после закачки каждого из реагентов производят для промывки подводящих трубопроводов, фонтанной арматуры и насосно-компрессорной трубы, чтобы не спровоцировать преждевременного инициирования реакции при закачке БС.
Предлагаемый способ термохимической обработки нефтяного пласта реализуется следующим образом.
Производят монтаж оборудования ТГХВ БС на выбранной кустовой площадке месторождения. Оборудование оснащается устройствами для контроля температуры и давления, в том числе глубинным высокотемпературным датчиком.
Перед закачкой бинарного состава определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют режимы и требуемый объем закачки бинарной смеси, а также порядок подачи реагентов.
В соответствии с рассчитанным объемом бинарной смеси непосредственно на кустовой площадке приготавливают раствор БС с помощью специальных передвижных установок для приготовления растворов БС. Изначально производят приготовление раствора аммиачной селитры, добавляя в пресную воду гранулированную аммиачную селитру. Вода подогревается до температуры 55…60°С. Организуется циркуляция воды через смесительную установку, в процессе чего в воду добавляется гранулированная аммиачная селитра, которая интенсивно перемешивается с водой двухфазным насосом-смесителем. Процесс продолжается до достижения раствором заданных параметров плотности, массовой концентрации и рН. Данные параметры контролируются дистанционно с помощью установленных датчиков. При значительном охлаждении раствора (до -5°С) он дополнительно подогревается до температуры +20…+30°С. Далее в циркулирующий раствор аммиачной селитры добавляется порошкообразный нитрит натрия и интенсивно перемешивается двухфазным насосом-смесителем. Процесс продолжается до достижения раствором солей заданных параметров плотности, массовой концентрации и рН. Готовый раствор заданного объема перекачивается в отдельную емкость.
Далее производят двухстадийную закачку раствора бинарной смеси. На первой стадии закачивают часть приготовленного раствора бинарной смеси (до 25%), общее необходимое количество которого определяется в зависимости от ранее определенных характеристик пласта. Необходимость осуществления первой стадии обработки скважины обусловлена следующим.
3
2
Значительное большинство скважин, особенно старый фонд, эксплуатируемый на протяжении 25…35 лет, имеет повышенный скин-фактор, значения которого могут достигать 3…5. Чаще всего это происходит из-за большого количества АСПО и кольматирующих отложений в призабойном пласте. Большое количество отложений в призабойном пласте с одной стороны, препятствует поступлению нефти из пласта в ствол скважины, а с другой стороны, снижает приемистость скважины до значений менее 100 м/сутки при 100 кгс/см. Плохая приемистость препятствует закачке в призабойную и удаленную зоны пласта различных жидкостей, хим. реагентов и пр.
3
2
Закачка небольшого количества бинарной смеси на первой стадии позволяет создать необходимую температуру для расплавления АСПО. Выделение большого количества газа способствует «прочистке» пор коллектора от кольматирующих отложений и пр. В результате значение скин-фактора понижается до значений -1…-3, приемистость возрастает до 150…400 м/сутки при 100 кгс/см.
После подачи части БС на первой стадии производят закачку активатора и объема продавочной жидкости (воды).
Если после выдержки скважины на реагирование БС на первом этапе происходит фонтанирование скважины и вынос остатков АСПО вверх по колонне НКТ, то выделяющиеся порции флюидов собирают в специальную емкость для утилизации и/или транспортируются на переработку. Если после выдержки скважины на реагирование БС на первой стадии не происходит фонтанирование или самоизлив, то проводят дополнительные мероприятия по извлечению остатков АСПО.
На первой стадии объем бинарной смеси гораздо меньше, чем на второй стадии, поскольку производится воздействие на саму призабойную зону пласта (до 0,5-1,0 м), на второй стадии необходимо воздействовать уже на более удаленные от скважины зоны -5…6 м (до 10 м) от ствола скважины.
На второй стадии производят закачку оставшегося объема БС. Причем в процессе закачки при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления снижают расход БС вплоть до останова ее закачки, после чего осуществляют подачу пресной воды и далее, при восстановлении давления закачки до рабочего, продолжают закачку оставшегося объема БС. После закачки БС производят закачку активатора реакции (например: водный раствор соляной кислоты) и пресную воду.
3
Также возможен вариант, при котором двухстадийная закачка БС производится без регламентации перерыва на устранение из ствола продуктов кольматации и АСПО. В данном случае проводят закачку малой первой порции раствора БС, отделяют ее прокладкой слабого водного раствора активатора (например, формалина (0,5-1,0 м)), водяной прокладкой, а затем подают основную порцию расчетного объема БС.
После закачки БС производят закачку небольшого расчетного объема продавочной жидкости с последующей подачей активатора реакции. Завершают процесс закачкой пресной воды.
Впоследствии, после вывода скважины на режим добычи и ее работы около месяца, допускается также проведение еще одной обработки скважины БС меньшим объемом (примерно 50% от количества второй стадии первой обработки скважины), при этом предварительно проводят мероприятия по устранению из скважины механических примесей, вынесенных в результате работы скважины в режиме.
Закачка всех реагентов производится через одну и ту же насосно-компрессорную трубу. Таким образом, экзотермическая реакция разложения БС происходит непосредственно в пласте, что позволяет передавать всю выделившуюся энергию
напрямую пластовому флюиду и разогревать коллектор пласта. Быстрое выделение большого количества тепла и газов создает в порах и трещинах давление, необходимое для расширения существующих трещин и дополнительного разрыва пласта, с развитием дальнейшего проникания продуктов реакции и температуры в пласт.
При использовании приготовленной на поверхности БС, имеющей, благодаря добавлению к ней инициатора реакции, индукционный период 2…3 часа, отсутствует риск возникновения экзотермической реакции в зумпфе скважины, т.е. предлагаемый способ позволяет закачать в пласт желаемый объем БС и изолировать его от скважинной колонны с помощью водяной прокладки. Исключается риск возникновения аварии и порчи глубинного оборудования заказчика.
Безопасность процесса закачки обеспечивается постоянным контролем реакции с помощью дистанционного глубинного забойного датчика температуры и давления и последовательной закачкой стабильной БС с инициатором реакции. Регулирование процесса закачки БС производят путем измерения расхода закачиваемой БС с одновременным контролем давления в линии нагнетания и температуры в зоне перфорации.
Изменение наклона регистрируемых кривых устьевых и затрубных давлений отвечают либо изменению режима закачки подаваемой фракции (по давлению закачки и расходу), либо переходу к закачке последующей порции БС.
На рис. 1 и 2 представлены эпюры регистрируемых давлений при закачке БС в пласт, иллюстрирующие развитие процесса закачки, соответственно, в случае штатной и в случае нештатной ситуации.
В штатной ситуации (рис. 1) давление закачки отвечает рабочему, соответствующему параметрам насоса и темпу закачки. При штатном развитии процесса происходит полное вытеснение зоны реакции в область, удаленную от скважины. Процесс разложения БС в пласте характеризуется постепенным многочасовым повышением давления и температуры в зоне экзотермической реакции с выделением большого количества газов. При этом давления, достигающие забоя скважины, не превышают 30% максимальных значений в зоне реакции за счет конвекции горячих газов в пористом коллекторе, что не нарушает целостности обсадной колонны и глубинного оборудования. Показания датчиков давления на затрубе, при штатном развитии процесса обработки, должны быть близкими к стационарным значениям, соответствующим предварительным испытаниям скважины на приемистость.
При развитии нештатной ситуации (рис. 2), то есть в режиме закачки БС при росте заданного давления закачки более чем в 1,5 раза от рабочего давления при снижении
расхода бинарной смеси, процесс закачки БС останавливают и включают насос на подачу продавочной инертной жидкости (воды) в объеме не менее двух объемов труб, по которым движется раствор: подающих труб, труб НКТ и части ствола скважины, что позволит промыть ствол скважины и протолкнуть БС в глубь пласта. Закачку воды производят до падения давления в линии нагнетания до рабочего уровня. Дальнейшее активирование реакции осуществляется закачкой в пласт активатора - раствора неорганической кислоты или формалина, за которым опять закачивают воду. По мере продвижения последовательно закачанных объемов БС, воды, активатора реакции, неустойчивость гидродинамических фронтов внутри пласта приведет к контактированию кислоты и БС и развитию экзотермической реакции с выделением тепла в пласт.
Плановый рост рабочего давления на забое скважины при закачке с постоянным расходом q можно оценивать, исходя из решений уравнения пьезопроводности на неустановившихся режимах при упругом режиме однофазной фильтрации в бесконечном пласте. Например, по точному решению Ван Эвердингена и Херста или его приближениям:
,где
с
Ро - установившееся забойное давление в остановленной скважине (пластовое давление), Рс - текущее забойное давление, q - расход жидкости при закачке, k - проницаемость пласта, h - толщина пласта, r радиус скажины,  - коэффициент пьезопроводности, μ - вязкость закачиваемого раствора.
Быстрое превышение текущего забойного давления уровня заданного давления более чем на 50%, сопровождающееся снижением заданного расхода закачиваемого раствора, указывает на начало реакции в пласте.
Достижение предельного уровня в 17…18 МПа может свидетельствовать о преждевременном запуске реакции разложения БС, которое может произойти как в стволе, так и непосредственно в призабойной зоне. Подобное развитие процесса может быть следствием нарушения последовательности подготовительных работ в скважине и на поверхности. Проверка срабатывания предохранительного клапана давления до подачи реагентов является обязательным этапом. При этом, предельное допустимое давление, не превышающее 1,5 раза от рабочего давления, составляет 50% давления срабатывания клапана, что гарантирует безопасность работ. На рис. 2 пунктиром также показан гипотетический вариант резкого скачка давления до уровня срабатывания клапана.
Примеры реализации способа:
Пример 1.
3
Скважина, пробуренная на карбонатный коллектор, глубиной 953 метра была остановлена со следующими параметрами: дебит жидкости 0 м/сут, дебит нефти 0 т/сут, обводненность 0%.
После проведения подготовительных работ на скважине проверили приемистость скважины, измерили первичные параметры давления и температуры пласта. По результатам измерений было принято решение произвести двухстадийную закачку БС без удаления АСПО по следующей схеме:
3
Посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи растворов аммиачной селитры и нитрита натрия приготовили 20 м бинарной смеси из сухих компонентов с концентрацией 70% минеральных солей. Осуществили осреднение, гомогенизацию и стабилизацию раствора. Приготовили к использованию воду заданного объема и растворы инициатора -10% раствора глиоксаля и активатора реакции-12% водного раствора соляной кислоты.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Закачали в пласт раствор активатора реакции в количестве 1 м с расходом 0,27 м/мин. После активатора закачали разделительную пачку воды. Далее произвели закачку БС объемом 4 м при расходе 0,54 м/мин и давлении в линии нагнетания 9,7…10 МПа, в которую впрыскивали инициатор, после чего закачали разделительную пачку воды в объеме колонны НКТ. Оставшийся объем (16 м) БС закачали в пласт при расходе 0,54 м/мин и давлении в линии нагнетания 10…10,5 МПа. В завершении процесса подали в скважину активатор в объеме 7 м с расходом 0,52 м/мин при давлении 9,6…10 МПа и окончательную порцию технической воды 5 м с теми же параметрами.
3
После освоения и вывода скважины на режим были определены следующие ее запускные параметры: дебит жидкости 4,11 м/сут, дебит нефти 3,14 т/сут, обводненность 8%.
Пример 2.
3
Скважина, пробуренная на терригенный коллектор с температурой 57°С глубиной 1150 метров, находилась в эксплуатации более 10 лет. Параметры работы скважины: дебит жидкости 2,5 м/сут, дебит нефти 1,93 т/сут, обводненность 15%.
На скважине применили двухстадийный режим закачки БС без удаления АСПО с предварительным понижением температуры в скважине по следующей схеме:
3
Определили приемистость скважины. Приготовили 20 м бинарной смеси из сухих компонентов, концентрацией 70%. Осуществили осреднение, гомогенизацию и
3
стабилизацию раствора. Приготовили раствор инициатора реакции в виде 10% водного раствора формальдегида, 1 м активатора в виде 12% водного раствора соляной кислоты.
3
Произвели закачку воды с целью понижения температуры в скважине из расчета 4 м на 1 м интервала перфорации.
3
3
3
3
3
3
Произвели закачку БС объемом 4 м при расходе 0,54 м/мин и давлении в линии нагнетания 9,7 МПа совместно с инициатором реакции - формальдегидом. После этого произвели закачку разделительной пачки воды. Затем закачали оставшийся объем БС при расходе 0,52 м/мин и давлении в линии нагнетания 10 МПа. В завершении процесса подали в скважину кислотный активатор объемом 1 м с расходом 0,52 м/мин при давлении 9,6…10 МПа и окончательную порцию технической воды 5 м с теми же параметрами.
3
После освоения и вывода скважины на режим были определены следующие ее запускные параметры: дебит жидкости 9,0 м/сут, дебит нефти 7,8 т/сут, обводненность 8%.