Способ термохимической обработки нефтяного пласта
METHOD FOR THERMOCHEMICAL TREATMENT OF AN OIL RESERVOIR

Область техники:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к способам термохимической обработки пласта для стимулирования процесса добычи нефти.
Предшествующий уровень техники:
Известен способ термохимического разрыва пласта, в котором перед закачкой растворов горюче-окислительной смеси (ГОС) в скважину спускают насосно-компрессорные трубы и пакер с гидроякорем, на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рабочее давление которой должно соответствовать давлению опрессовки эксплуатационной колонны и ожидаемому давлению, возникающему при проведении обработки, а в затрубном пространстве устанавливают предохранительный клапан, при этом закачка ГОС осуществляется через фонтанную арматуру и колонну НКТ. (Патент РФ №2527437, публ. 2013 г.).
Недостатком такого способа является значительное увеличение стоимости обработки скважины за счет необходимости подготовки скважины к термогазохимической обработке, которая требует привлечения бригады подземного ремонта скважин (ПРС), работа которой осуществляется в течение 2-3 суток, а также наличия специальной фонтанной арматуры для нагнетания реагентов и в большинстве случаев специальных (технологических) НКТ. Также для поддержания заданного давления в затрубном пространстве при закачке реагентов необходимо наличие отдельной насосной установки (например, типа ЦА-320).
После проведения обработки пласта химическими реагентами и окончания времени их реагирования в пласте, бригада ПРС также участвует в освоении скважины методом свабирования, вызывая приток из продуктивного пласта. Затем, перед спуском компоновки НКТ + ГНО, скважина глушится с помощью заданного объема раствора глушения, что негативно влияет на эффект, полученный от произведенной термохимической обработки пласта, а именно, приводит к падению притока нефти из пласта в ствол скважины.
Наиболее близким аналогом является способ термохимической обработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке в пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия в совокупности с инициирующим составом, в закачке активирующего раствора и контроле в процессе обработки пласта температуры и давления, причем перед закачкой бинарного состава 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. (Патент РФ №2696714, публ. 2019 г.).
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.
Для осуществления данного способа необходимо произвести большой объем предварительных работ, который необходим для подготовки скважины к термогазохимическому воздействию. Такие работы, как правило, выполняются бригадой подземного ремонта скважин (ПРС) и обычно включают следующие мероприятия:
1. Подготовка кустовой площадки к работе, установка и крепление вышки грузоподъемного агрегата, установка вспомогательного оборудования.
2. Подготовка требуемого объема жидкости глушения, остановка глубинного насосного оборудования, закачка жидкости глушения в затрубное пространство скважины.
3. Демонтаж устьевой арматуры, подъем колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с глубинным насосным оборудованием (ГНО), при необходимости нормализация и отсыпка забоя.
4. Промывка ствола скважины. Определение и подготовка (скреперование) участка посадки пакера.
5. Спуск колонны НКТ с воронкой и пакером до устья с привязкой местоположения воронки и пакера, посадка пакера в требуемом интервале.
6. Опрессовка эксплуатационной колонны, колонны НКТ и пакера. Определение приемистости скважины закачкой пластовой воды.
7. Сборка и монтаж фонтанной арматуры на устье скважины. Контроль выходных фланцев, мест установки датчиков температуры и давления. Опрессовка фонтанной арматуры до центральной задвижки.
Закачка приготовленного раствора БС происходит по линии трубопроводов высокого давления (ЛВД) через фонтанную арматуру и колонну НКТ. К межтрубному пространству предварительно подключается насосная установка, которая создает и поддерживает заданное давление для предотвращения срыва пакера во время закачки БС.
Вместе с тем, экономический эффект проведенной обработки призабойной зоны пласта определяется как разность между результатом, полученным от проведенной обработки, и расходами на проведение этой обработки, в том числе работы бригады ПРС, в денежном выражении. Стоимость работы бригады ПРС может составлять до 50% от общих затрат на обработку призабойной зоны пласта. Таким образом, достичь заданного экономического эффекта от термохимической обработки нефтяного пласта оказывается трудно, а порою даже невозможно.
Раскрытие изобретения:
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является оптимизация процесса термохимической обработки нефтяного пласта за счет существенного снижения затрат на его реализацию путем уменьшения объема проведения подготовительных и заключительных работ и отсутствия необходимости использования части дополнительного оборудования.
Технический результат достигается тем, что в способе термохимической обработки нефтяного пласта, включающем определение приемистости пласта и первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объемы и порядок закачки реагентов - раствора бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, а также активатора реакции, и осуществление контроля температуры и давления в процессе обработки нефтяного пласта, перед закачкой реагентов закрывают буферную задвижку на устьевой арматуре, осуществляют остановку скважинного погружного насоса в положении, исключающем в процессе закачки реагентов их проникновение внутрь насоса и отключают нефтесборный коллектор от выкидной линии устьевой арматуры, закачку реагентов производят через межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб с установленным глубинным насосным оборудованием с давлением ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны на 20 - 30%, причем между закачкой раствора бинарной смеси и закачкой активатора реакции производят предварительную промывку линий высокого давления, межтрубного пространства и части ствола скважины между спущенным глубинным насосным оборудованием и интервалом перфорации, через который происходит закачка реагентов в нефтяной пласт, продавочной инертной жидкостью в объеме не менее одинарного объема труб, по которым движутся раствор бинарной смеси и активатор реакции.
Использование для закачки раствора бинарной смеси и активатора реакции штатной устьевой арматуры и осуществление закачки реагентов через межтрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб с установленным глубинным насосным оборудованием, позволяет произвести закачку реагентов без предварительного извлечения колонны насосно-компрессорных труб, что позволяет значительно уменьшить объем проведения подготовительных работ, отказаться от использования бригады ПРС и части дополнительного оборудования, например, насосной установки ЦА-320 для поддержания заданного давления в межтрубном пространстве с линией высокого давления для ее подключения, предохранительного клапана, набора запорно-регулирующей арматуры, датчика давления и др.
Закачка бинарной смеси и активатора реакции в нефтяной пласт с давлением ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны на 20 - 30% позволяет исключить нарушение герметичности эксплуатационной колонны, ее разрушение и повреждение конструкции скважины.
Проведение между закачкой раствора бинарной смеси и закачкой активатора промывки всех линий, а именно линий высокого давления, межтрубного пространства и части ствола скважины между спущенным глубинным насосным оборудованием и интервалом перфорации, через который происходит закачка реагентов в нефтяной пласт, продавочной инертной жидкостью в объеме не менее одинарного объема труб, по которым движутся бинарная смесь и активатор, обеспечивает нейтрализацию трубопроводов для избегания нештатного инициирования реакции между закачиваемыми реактивами.
Изобретение поясняется графически, где на фиг. 1 представлена схема закачки бинарной смеси по предлагаемому способу.
На данной схеме позициями обозначены следующие элементы.
1 - устьевая арматура;
2 - линия подачи реагентов - раствора бинарной смеси и активатора реакции;
3 - эксплуатационная колонна;
4 - колонна эксплуатационных насосно-компрессорных труб (НКТ);
5 - межтрубное пространство;
6 - буферная задвижка;
7 - выкидная линия;
8 - глубинное насосное оборудование (ГНО), в состав которого входит скважинный погружной насос;
9 - продуктивный (нефтяной) пласт.
Способ термохимической обработки пласта осуществляют следующим образом.
На выбранной кустовой площадке месторождения производят монтаж оборудования для термохимической обработки нефтяного пласта, включающего насосно-смесительные установки для приготовления растворов бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и станцию контроля и управления (СКУ) для контроля температуры и давления.
Сервисными рабочими заказчика перед закачкой реагентов производится незначительный объем подготовительных работ, включающих:
- понижение статического уровня в скважине до минимального значения, закрытие буферной задвижки 6 на устьевой арматуре 1, остановку скважинного погружного насоса в положении, исключающем проникновение бинарной смеси внутрь насоса в процессе закачки, для чего, при использовании станка-качалки, последним создают избыточное давление в колонне 4 НКТ и производят остановку станка-качалки в верхнем положении головки его балансира;
- отключение нефтесборного коллектора от выкидной линии 7 устьевой арматуры 1;
- подключение к насосно-смесительным установкам для приготовления бинарной смеси линии 2 подачи реагентов в межтрубное пространство 5, опрессовка нагнетательных линий, проверка срабатывания предохранительного клапана.
Перед закачкой реагентов также определяют приемистость пласта и производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объемы порядок подачи реагентов - раствора бинарной смеси и активатора реакции.
Закачку реагентов производят при полностью опущенном остановленном ГНО 8 и колонне 4 НКТ от линии 2 подачи реагентов по межтрубному пространству 5 между эксплуатационной колонной 3 и колонной 4 эксплуатационных НКТ с давлением ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны 4 на 20 - 30%. При подаче активатора реакции после закачки раствора бинарной смеси, закачка бинарной смеси производится вместе с инициатором реакции, в качестве которого используют, например, раствор формальдегида или глиоксаля. Закачку активатора, в качестве которого используют, например, раствор неорганической кислоты или формалина, производят преимущественно после предварительной промывки всех линий продавочной инертной жидкостью, в качестве которой чаще всего используют техническую воду, в объеме не менее одинарного объема труб, по которым движется раствор: линий высокого давления, межтрубного пространства и части ствола скважины между спущенным ГНО и интервалом перфорации, через который происходит закачка БС в пласт.
При осуществлении порядка подачи реагентов, при котором закачка активатора реакции производится перед закачкой раствора бинарной смеси, после закачки активатора также преимущественно производится промывка всех линий продавочной инертной жидкостью в объеме не менее одинарного объема труб, по которым движется раствор. Закачка раствора бинарной смеси может быть произведена с одновременной подачей инициатора реакции либо без него.
После окончания реагирования бинарной смеси в продуктивном пласте 9 часто наблюдается самоизлив пластовой жидкости, при котором она поднимается до устья скважины вследствие резкого увеличения забойного давления. Такой рост отмечается за счет очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих отложений, парафинов и смол, а также увеличения проницаемости призабойной зоны из-за возникновения дополнительных микротрещин, что приводит, соответственно, к увеличению коэффициента продуктивности и проводимости призабойной зоны.
Жидкость, полученную в ходе самоизлива, собирают в специальную технологическую дренажную емкость и впоследствии перерабатывают. После окончания самоизлива открывается буферная задвижка 6, производится освоение скважины с помощью установленного ГНО 8 на дренажную емкость с последующим переключением выкидной линии 7 на нефтесборный коллектор. Освоение скважины и вывод на режим проводятся установленным ГНО 8, при необходимости регулируя режимы и продолжительность работы насосного оборудования.
Предлагаемый способ термохимической обработки нефтяного пласта предоставляет следующие преимущества:
1. Общий простой скважины составляет от 1,75 до 1,85 суток, в то время, как время простоя с работой бригады ПРС составляет до 10 суток, т.е. время простоя сокращается более, чем в 5 раз.
2. Отсутствуют прямые затраты заказчика, связанные с оплатой работы бригады ПРС и косвенные затраты, связанные с простоем скважины во время проведения работ бригадой ПРС.
3. Поскольку предлагаемый способ исключает попадание бинарной смеси и активатора внутрь скважинного погружного насоса, отсутствует негативное влияние закачиваемых реагентов на работу ГНО.
4. Освоение скважины производится штатным ГНО, вследствие чего происходит более быстрый запуск в работу и вывод на режим.
5. Время окупаемости понесенных на обработку скважины затрат сокращается примерно в 2 раза.