СПОСОБ И УСТАНОВКА ДЛЯ ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ И ОСВОЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
METHOD AND INSTALLATION FOR THERMO-GAS-CHEMICAL TREATMENT OF OIL RESERVOIR AND COMPLETION OF PRODUCTION AND PRESSURE WELLS

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения продуктивности нефтяных и газовых скважин путем термогазохимической обработки призабойной зоны пласта и очистки внутрискважинного пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.
Известен аналог предлагаемого решения - патент RU 2100584, 1997 г. "Способ повышения продуктивности нефтяной скважины". Способ включает закачку смеси углеродосодержащего и кислородосодержащего вещества в скважину выше уровня интервала перфорации, инициирование реакции окисления смеси (горение) и после ее окончания, при восстановлении гидродинамической связи скважины с пластом, проведение аналогичной обработки прискважинной зоны насыщенным раствором селитры.
Недостатком этого способа является цикличность процесса обработки, возможность выгорания и закоксовывания части нефти в прискважинной зоне, что может привести к ухудшению гидравлической связи с пластом.
Известны также способ и устройство для термохимической обработки продуктивного пласта (патент RU 2224103, 2002 г.).
Способ включает закачку в зону обработки через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) горюче-окислительного состава (ГОС), содержащего 50-82 мас.% этаноламиннитрата, селитру и воду. Затем доставляют в зону расположения ГОС-инициатор горения в количестве 10-50% от массы ГОС. В качестве инициатора горения используют по крайней мере одно соединение из ряда гидрид лития, натрия, калия, кальция или нитрит натрия или кальция. Гидриды используют в виде спрессованных таблеток, покрытых парафином или канифолью.
Недостатком способа является ограниченная глубина тепловой обработки призабойной зоны, определяемой допустимым рабочим объемом ГОС, который можно закачать в скважину при обработке призабойной зоны, исходя из показателей прочности и термостойкости скважины, как основного капитального сооружения для добычи нефти. Этим объемом определяются максимальные значения давления и температуры, которые будет испытывать обсадная колонна и цементное кольцо в процессе горения монотоплива в стволе скважины и фильтрации продуктов сгорания в пласт.
Неконтролируемые и неуправляемые температура и протяженность зоны горения - двухстадийный характер обработки - закачка, инициирование горения снижают эффективность данного способа.
Высокая пожароопасность и взрывоопасность таких компонентов горючеокислительного состава, как этаноламиннитрат и гидриды щелочных или щелочноземельных металлов, и высокая токсичность нитритов щелочных металлов, также осложняют реализацию технологии в промысловых условиях.
Наиболее близким по технической сущности является способ получения парогаза и устройство для его осуществления (патент RU 2087802, 1994 г.), выбранный в качестве прототипа. В предлагаемом способе получения парогаза в качестве монотоплива используют нитрат аммония и аммиака, которые растворяют в воде, и полученное монотопливо подают на рабочие поверхности конструкции, нагретые до температуры (650-1150°С), обеспечивающей экзотермическое разложение монотоплива, которое в процессе работы вытесняют в пласт, а затем замещают водой.
Прототип обладает следующими недостатками:
1. Циклический нагрев до 650-1150°С призабойной зоны и парогазогенератора при закачке парогаза и его последующее охлаждение закачкой холодной воды с температурой 20°С в летний период и 5°С в зимний период. Такой режим недопустим с точки зрения сохранения целостности цементного камня в призабойной зоне, а также прочности обсадной колонны. Высокие температуры нагрева также недопустимы с точки зрения возможности коксования нефти в призабойной зоне пласта.
2. Состав монотоплива на основе аммиака крайне чувствителен к изменению температуры окружающей среды, так как его растворимость в первую очередь определяется температурой воды. Например, после нагрева и последующего охлаждения состав не восстанавливается, что потребует постоянной корректировки состава монотоплива в процессе реализации технологического процесса.
3. Смеси аммиака с воздухом при содержании от 15 до 28% взрывоопасны. Кроме того, этот газ токсичен. При комнатной температуре давление пара над 25%-ным водным раствором аммиака составляет две трети атмосферного давления, над 4%-ным раствором - 26 мм рт.ст., и даже над очень разбавленным (до 0,4%) раствором оно равно 3 мм рт.ст., что усложняет условия хранения, транспорта и использования этого реагента на нефтяном промысле.
Аналогом предлагаемого устройства является парогазогенератор по АС СССР №1222822, 1985 г. Недостатком данного устройства является то, что его конструкция предполагает использование двухкомпонентного топлива - жидкого горючего и воздуха, в качестве окислителя, что усложняет процесс доставки компонентов в зону обработки и требует наличия отдельных насосов для горючего и компрессора для воздуха. Кроме того, в камере сгорания организовано пленочное водяное охлаждение стенки, что приводит к тепловым потерям из зоны горения, снижению температуры потока у стенок камеры сгорания, а это, в свою очередь, к сажеобразованию и закупорке перфорационных отверстий пласта. Для обеспечения полноты сгорания двухкомпонентного топлива (жидкого горючего, газообразного окислителя) требуется сложная система регулирования для поддержания оптимального соотношения этих компонентов, что существенно затрудняет управление процессом горения на забое скважины.
Аналогом устройства по предлагаемому изобретению является устройство по патенту RU 2224103, 2003 г., опускаемое в скважину по обсадной трубе и состоящее из системы коаксиальных труб, закрепленных соосно и последовательно с колонной НКТ и соединенных соединительным устройством.
Недостатками данного устройства являются:
1. Устройство (подпакерное) собирается на устье скважины. Его емкость и линейные размеры будут определяться длительностью технологического процесса, соотношением ГОС и инициатора горения (10-15% от массы ГОС), т.к. устройство имеет непостоянную длину, усложняющую спуск устройства на забой скважины.
2. Наличие срезных штифтов, гермитизирующих пробок снижает надежность конструкции. В случае отказа устройства необходим подъем всей компоновки, т.е. повторные спускоподъемные операции, требующие дополнительных затрат времени и средств.
3. Конструкция устройства не позволяет регулировать и контролировать процесс генерации парогаза устройства и обеспечивать стабильность термодинамических параметров парогазовой смеси, закачиваемой в пласт.
4. Конструкция устройства не позволяет проводить проверку герметичности НКТ после спуска устройства в скважину.
5. Инициирование горения токсичными и пожароопасными химическими реагентами осложняет реализацию технологии в промысловых условиях.
6. Нет акустической развязки между процессами, проходящими в камере парогазогенератора (ПГГ) и в скважине, что не позволяет контролировать и управлять процессом.
Прототипом устройства по предлагаемому решению является устройство по патенту RU 2087802, 1997 г., содержащее топливную емкость, систему подачи воды, трубопроводы с запорной и регулирующей арматурой, насосы, полости камеры сгорания сообщены со стороны входа через насос с топливной емкостью, заполненной водным раствором нитрата аммония и аммиака, и с системой подачи воды, а со стороны выхода через дросселирующий элемент с потребителем парогаза. При этом источник разогрева элементов конструкции выполнен в виде электрической спирали, установленной на внутренней поверхности корпуса камеры сгорания и соединенной с токонесущим кабелем. В скважине парогазогенератор размещен в трубопроводе подвода топлива, полость которого отделена от полостей входа и выхода парогазогенератора соответственно обратным клапаном и уплотнительным элементом, а от окружающей среды - заглушкой.
В прототипе устройства по предлагаемому решению можно отметить следующие недостатки:
1. Наличие механического обратного клапана в линии подачи жидкого монотоплива может вызвать колебательные процессы, приводящие к низкочастотным автоколебаниям процесса горения, отсутствию контроля и возможному разрушению конструкции.
2. Между обратным клапаном и заглушкой в процессе пуска образуется замкнутый объем, наполнение его монотопливом делает конструкцию взрывоопасной.
3. В устройстве отсутствуют средства измерения термодинамических характеристик в парогазогенераторе и призабойной зоне, что лишает возможности контролировать и регулировать режимы парогазогенерации.
4. Температура разогретой поверхности Т=(651-915)°С для скважинного варианта ПГГ не допустима, т.к. многократное чередование подачи горючего теплоносителя - холодной воды приведет к деформации или разрушению как самого ПГГ, так и конструкционных материалов деталей в зоне тепловой обработки.
5. Наличие заглушки, ее функциональное назначение в устройстве делают необходимыми спуско-подъемные операции с целью замены заглушки после каждого неудачного запуска.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности термогазохимической обработки призабойной зоны скважин.
Поставленная задача в части установки для термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин, включающей термостойкий пакер, забойный парогазогенератор, шлангокабель, электрический нагреватель, насосное оборудование и запорно-регулирующую арматуру и емкости для оперативного запаса и перевозки топлива и воды, согласно изобретению дополнительно содержит станцию контроля и управления процессами, образующую вместе с насосным оборудованием и запорно-регулирующей арматурой единую систему контроля и управления термогазохимическим воздействием на нефтяной пласт, забойный парогазогенератор выполнен разъемным и содержит стационарный корпус, спускаемый на насосно-компрессорных трубах - НКТ и герметично-разъемно соединяемый с термостойким пакером, и глубинную извлекаемую часть, спускаемую на штангокабеле, содержащую электрический нагреватель и дистанционные термометры для измерения температуры в камере сгорания забойного парогазогенератора и температуры парогазовой смеси в призабойной зоне, шлангокабель выполнен из полимерного материала и содержит полый канал для подачи запального топлива, электрические, силовые и сигнальные каналы, емкость для оперативного запаса топлива соединена с всасывающей линией насоса для закачки топлива, нагнетательная линия которого соединена с внутренней полостью НКТ, емкость для оперативного запаса воды соединена с всасывающей линией насоса для закачки воды, нагнетательная линия которого соединена через задвижку с затрубным пространством скважины, регулируемый привод насоса для нагнетания топлива соединен через станцию контроля и управления процессами с дистанционным термометром для измерения температуры в камере сгорания забойного парогазогенератора, регулируемый привод насоса для нагнетания воды соединен с дистанционным термометром для измерения температуры парогазовой смеси в призабойной зоне для регулирования температуры в заданных точках.
Поставленная задача решается в части способа термогазохимического воздействия на нефтяной пласт и освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин с использованием установки для термогазохимического воздействия, включающего закачку топлива - водного раствора карбамида и аммиачной селитры, инициирование экзотермической реакции на забое скважины спускаемым электрическим нагревателем, осуществление указанной реакции с ее регулированием в забойном парогазогенераторе указанной установки и освоение указанных скважин, согласно изобретению осуществляют регулирование температуры продуктов реакции в сторону ее понижения вводом в топливо дополнительно воды или раствора карбамида, причем регулирование температуры продуктов реакции в сторону ее повышения осуществляют вводом в топливо дополнительно аммиачной селитры, а повышение уровня водородных ионов в продуктах реакции - вводом в топливо дополнительно раствора карбамида, также осуществляют понижение уровня водородных ионов в продуктах реакции вводом в топливо дополнительно аммиачной селитры, затем после парогазовой обработки с разогревом пласта эксплуатационной и нагнетательной скважин осуществляют закачку в него раствора карбамида, тогда как в нагнетательных скважинах созданную в призабойной зоне парогазовую оторочку продвигают в глубь пласта закачкой воды или водного раствора карбамида, то после парогазовой обработки с разогревом пласта и пропитки в эксплуатационной скважине осуществляют его освоение, еще после парогазовой обработки с разогревом пласта осуществляют высокотемпературную щелочную обработку пласта в терригенных породах и кислотную обработку - в карбонатных породах.
На чертеже изображена установка для парогазовой обработки скважин, состоящая из следующих блоков и деталей.
- Блок скважинного оборудования, включающего термостойкий пакер 1, парогазогенератор ПГГ 2, состоящий из корпуса 3 и глубинной извлекаемой части - ГИЧ 4, насосно-компрессорных труб 5, которые служат подвеской для скважинного парогазогенератора и одновременно каналом для подачи монотоплива в парогазогенератор.
1
2
- Блок контроля и управления технологической операцией, состоящий из станции контроля и управления 6, соединенной геофизическим кабелем или шлангокабелем 7 с глубинной извлекаемой частью ГИЧ 4. ГИЧ содержит два дистанционных термометра 8, в роли которых могут быть использованы глубинные термопары и термометры сопротивления для измерения температуры в камере сгорания T и температуры парогаза поступающего в призабойную зону T, а также электронагреватель 9 для запуска экзотермической реакции. Блок контроля и управления содержит также технологический блок 10, включающий насосное оборудование 11 для регулируемой подачи в скважину монотоплива и воды, запорно-регулирующую арматуру 12 для управления технологическим процессом.
Обеспечение электроэнергией системы запуска парогазогенератора скважинного (ПГГС), а также измерение температуры реакции разложения монотоплива розжиг ПГГС может быть осуществлен двумя способами:
1. Спуском ГИЧ на геофизическом кабеле и подачей запального топлива по НКТ впереди монотоплива, а балластировочной воды по затрубному пространству.
2. Второй вариант размещения внутрискважинного оборудования от первого отличается тем, что запальное монотопливо подается по шлангокабелю, спускаемому в скважину также с геофизического подъемника (на чертеже не указан) коаквиально с колонной НКТ. Шлангокабель состоит из центрального гидравлического канала (шланга), подающего запальное топливо для запуска ПГГС, а также электрических контрольных линий, вмонтированных герметично в тело шлангокабеля и обеспечивающих электроэнергией систему запуска ПГГС и измерение температуры ПГГС и парогазовой смеси. Выпуск шлангокабеля освоен НПО «Псковгеокабель» (г.Псков).
- Емкости для хранения оперативного запаса монотоплива и воды 13 и 14.
- Автоцистерны для доставки на скважину монотоплива и воды 15.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.
После проведения подготовительных работ на скважине, включающих глушение скважины, подъем скважинного оборудования, промывку, шаблонирование обсадной колонны, производится спуск, посадка и опрессовка термостойкого пакера 1 подвесного типа. Далее осуществляется спуск на насосно-компрессорных трубах 5 корпуса 3 парогазогенератора 2 и его опрессовка. Далее с помощью станции контроля и управления 6 через насосно-компрессорные трубы 5 на геофизическом кабеле 7 производится спуск, посадка и опрессовка глубинной извлекаемой части 4 парогазогенератора 2, содержащий дистанционные термометры 8 и электронагреватели 9. Производится обвязка и опрессовка всех блоков в соответствии с приведенной схемой. Устанавливается на рабочее место технологический блок 10 с насосным оборудованием 11, привод которого регулируется системой управления 6, обвязываются всасывающие линии насосного оборудования 11 с емкостями для монотоплива 13 и воды 14, а выводные линии насосов 11 через запорно-регулирующую арматуру 12 соединяются с полостью насосно-компрессорных труб (монотоплива) и затрубным пространством (вода).
Доставка монотоплива и воды на скважину осуществляется автоцистернами 15.
Производится заполнение внутренней полости насосно-компрессорных труб 5 и забоя скважины расчетным количеством монотоплива. Включается в электросеть забойный электронагреватель ГИЧ 4 и производится электропрогрев корпуса ПГГ 2 монотоплива и парогазогенератора до температуры 300-600°С. В этом диапазоне температур происходит экзотермическая реакция разложения монотоплива по следующей схеме:
4
3
2
2
2
2
2
2
3
2
ккал
3
NHNO+CO(NH)+2HO=CO+/N+NH-4HO-пар+Q,
которая отмечается на термограмме и графике давления во времени характерным изменением кривых, что является сигналом для пуска насосов технологического блока 10 в пусковом (малопроизводительном) режиме.
По мере роста температуры и давления увеличивается производительность насосов для подачи монотоплива, и при достижении температуры 400°С и выше отключается электропитание ГИЧ и установка переводится на рабочий режим, для регулирования температуры парогазовой смеси по затрубному пространству подается вода, которая, попадая в камеру смешения парогазогенератора, снижает ее температуру до заданного значения и поддерживает автоматически в этом режиме.
3
Приведенная химическая формула реакции соответствует реакции с избытком карбамида. В случае стехиометрической (равновесной) реакции в продуктах сгорания отсутствует NH, при этом энергия, выделяемая в процессе реакции, является максимальной для заданной топливо-окислительной смеси.
3
В то же время наличие NH (аммиак) в продуктах реакции снижает поверхностное натяжение вытесняющего парогазового агента, тем самым увеличивает ее нефтевымываемые свойства на границе вытесняющего агента со скелетом пласта.
На практике монотопливо с оптимальным соотношением аммиачной селитры и карбамида получают двумя способами.
1. Сухая гранулированная селитра и карбамид поставляются заводами-изготовителями в мешках по 50 кг. Приготовление монотоплива в этом случае производят путем растворения гранулированных порошков в емкостях, оборудованных мешалками и искусственным подогревом. Реакция растворения селитры является процессом эндотермическим и сильно охлаждает раствор, и снижает растворимость гранул. Сначала растворяют мочевину, а затем в этом растворе селитру. Оптимальное соотношение (по массе) между карбамидом и селитрой составляет 1:4. При этом соотношении достигается самая высокая теплотворная способность (4216 кдж/кг). Суммарный объем емкостей для монотоплива и воды должен обеспечить непрерывную работу установки в течение 8 часов.
2. Основой второго способа является монотопливо-водный раствор карбамида аммиачной селитры (КАС), выпускаемый азотными заводами по ТУ 2181-629-00209023-02, удовлетворяющий требованиям безопасности охраны окружающей среды, а также требованиям по его транспортировке и хранению. Наиболее привлекательным для приготовления монотоплива является КАС-32, содержащий в своем составе 43,3% аммиачной селитры, 35,4% карбамида и 21,3% воды. Температура замерзания такого раствора - 26°С.
Низкое содержание свободного аммиака в растворе КАС-32 и наличие в его составе ингибитора коррозии (рН раствора - около 7) позволяет перевозить и хранить их в емкостях, изготовленных из обычной углеродистой стали, а также снижает требования к трубопроводной обвязке.
Технология приготовления монотоплива на базе растворов КАС сводится к корректировке его химического состава.
Растворение воды и аммиачной селитры в массе исходного раствора КАС-32, хранящегося в накопительной емкости, проводят с использованием аппаратов растворения или непосредственно в накопительной емкости, оборудованной мешалкой и средством обогрева (паровым змеевиком или электронагревательным устройством). Включают мешалку, обогрев, добавляют расчетное количество аммиачной селитры, подаваемой сверху из мешкотары (мешки по 50 кг). Подачу расчетного количества воды осуществляют в нижнюю часть емкости с раствором КАС-32 (плотность воды меньше плотности раствора) с использованием насоса для закачки воды и расходомера.
Исследованиями установлено, что объем закачки теплоносителя для конкретной скважины пропорционален толщине пласта, поэтому при определении необходимых объемов закачки оперируют величиной удельного объема закачки, приходящейся на 1 м толщины пласта (в тоннах/метр). Эта величина является задаваемой, зависит от толщины пласта и корректируется в ходе выполнения опытных работ на конкретных объектах. Ее изменения варьируются от 10 т/м до 150 т/м в зависимости от толщины и других физико-геологических параметров пластов.
После закачки расчетного количества парогаза скважину закрывают на пропитку для конденсации паровой фазы и перераспределения флюидов в пласте. Время пропитки также определяется опытным путем. По опыту принято, что оно должно быть не меньше, чем время закачки парогаза.
Известно, что повышение температуры ускоряет химические реакции, проводимые в скважине для обработки призабойной зоны, с целью интенсификации добычи нефти или ускоряет операции изоляции водоносных пластов для снижения водопритока. В первом случае для увеличения проницаемости пластов применяют кислотную (в карбонатных) или щелочную (в тирегенных породах) обработку, во втором случае снижают приток воды за счет изоляции каналов притока воды.
Таким образом, обработка призабойной зоны пласта парогазом позволяет существенно и селективно увеличить проницаемость пластов за счет кислотной или щелочной обработки, совмещая ее с временем пропитки, а также селективно изолировать термопластичными и термореактивными полимерами каналы притока воды, поскольку водоносные пласты более проницаемы для парогаза и прогреются в первую очередь, что избирательно ускорит реакцию полимеризации изолирующего состава.
Для осложненных условий возможно совмещение этих операций.
После завершения операции пропитки и снижения температуры в призабойной зоне пласта до уровня, приемлемого для эксплуатации глубинно-насосного оборудования, скважина переводится на режим освоения. Наиболее подходящим для этих условий, с точки зрения дополнительной тщательной очистки призабойной зоны, являются технологические процессы свабирования и эжектирования, позволяющие создать на забое скважины максимально допустимые депрессии.
Перевод эксплуатационной скважины в стационарный режим отбора производится после освоения при форсированных отборах с дебитами, кратно превышающими дебиты до обработки. Со временем дебиты снижаются. Скважины переводят на повторную обработку при снижения ее дебита до минимально рентабельного или базового уровня. Среднее число парогазовых обработок, проводимых в одной скважине по заданному эксплуатационному объекту, - 3.
В нефтяной промышленности РФ все крупные месторождения освоены методом заводнения. Технология осуществляется путем закачки пластовой или поверхностной воды со средней температурой в зимних условиях порядка 5°С, а летом 20°С, что вызывает опережающую выработку высокопроницаемых пластов с подвижными запасами и одновременное охлаждение соседних менее проницаемых пластов, а это приводит к снижению извлекаемых запасов.
2
Парогазовые методы освоения нагнетательных скважин позволяют решить эту проблему. С этой целью производят парогазоциклическую обработку нагнетательной скважины по технологии, приведенной выше, что позволяет прогреть проницаемые пласты на величину радиуса воронки репрессии, процесс пропитки позволяет «отогреть» соседние низкопроницаемые пласты. После этого производится термоселективная изоляция проницаемых пластов и парогазовое освоение под закачку низкопроницаемых пластов. Для этого в низкопроницаемые пласты закачивается парогаз с высоким содержанием углекислоты за счет подачи в зону горения раствора карбамида вместо воды, что позволяет выработать дополнительное количество не только CO, но и аммиака, позволяющего снизить поверхностное натяжение на границе вода-нефть-порода. Увеличение термохимической вытесняющей оторочки возможно за счет закачки в прогретый пласт дополнительного объема карбамида.