аиболее крупные нефтяные месторождения Самарской области, к которым относятся Радаевское, Мухановское, Кулешовское и другие, в промышленной разработке находятся более 75 лет. На сегодняшний день в условиях высокой выработанности запасов легкоизвлекаемой нефти и для поддержания высоких уровней добычи нефти в регионе рациональным является ввод в эксплуатацию месторождений с высоковязкой нефтью (ВВН).

Согласно общепринятой классификации [1] к высоковязкой относится нефть с динамической вязкостью более 30 мПас. Считается, что при добыче нефти с такой вязкостью начинаются осложнения и увеличение себестоимости ее добычи.

В работе [2], посвященной изучению реологических свойств высоковязкой нефти Самарской области, авторами было показано, что проявление тиксотропных свойств такой нефти зависит от температуры. При повышении температуры (40 °С и выше) происходит разрушение сложной пространственной структуры коагуляционно-кристаллизационного типа в нефти, что приводит к резкому снижению ее вязкости.

Одним из методов теплового воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) является использование теплоты термохимических реакций на основе азотгенерирующих составов (АГС). АГС представляют собой химические вещества, содержащие в своем составе азотные соединения и разлагающиеся при определенных условиях с образованием азотсодержащих газов и большого количества тепловой энергии.

Сущность метода состоит в том, что в ПЗП закачиваются определенного объема водные растворы АГС с последующей инициацией экзотермической реакции между его компонентами. В результате реакции в ПЗП создается высокая температура, что способствует снижению вязкости нефти, очистке ПЗП от кольматирующих органических отложений.

На сегодняшний день наиболее изученной для применения в нефтяной промышленности является АГС на основе аммиачной селитры (NH₄NO₃) и нитрита натрия (NaNO₂). При взаимодействии данных веществ протекает реакция с образованием газообразных продуктов и выделением большого количества теплоты:

При этом достигаемая в зоне реакции температура зависит от концентрации селитры, скорости закачки и внешних условий.

Данный химический состав нашел применение в технологии термогазохимического воздействия бинарными смесями (ТГХВ БС) [3]. Широкое применение технология получила на карбонатных отложениях Усинского месторождения ООО «Лукойл-Коми» с вязкостью нефти 700 мПас.

В период с 2014 по 2016 гг. на месторождениях ООО «Лукойл-Коми» по технологии ТГХВ проведено 48 обработок призабойной зоны пласта (ОПЗ). По 24 скважинам суммарная дополнительная добыча нефти составила более 41 тыс. т [4].

Однако опыт применения технологии на других нефтяных месторождениях России, в особенности представленных терригенными коллекторами (АО «Самаранефтегаз», ООО «РН-Краснодарнефтегаз»), оказался не столь успешным, что говорит о необходимости проведения дополнительных исследований для увеличения эффективности ОПЗ.

Специалистами ООО «СамараНИПИнефть» были проведены оценка геолого-физических условий применимости технологии и анализ результатов проведенных обработок. На основе полученной информации был проведен подбор объектов с ВВН для оценки эффективности проведения ОПЗ на месторождениях АО «Самаранефтегаз».

В качестве предполагаемого объекта воздействия была выбрана добывающая скважина № 15 пласта Б-2 Кармалкинского месторождения АО «Самаранефтегаз», основные геолого-физические параметры которой представлены в таблице 1.

Оценка предполагаемого технологического эффекта от применения термогазохимического воздействия проведена путем гидродинамического моделирования.

Для сравнительной оценки возможной эффективности от термогазохимического воздействия на ПЗП было проведено гидродинамическое моделирование стандартного термогазохимического воздействия (стандартное ТГХВ) и улучшенного термогазохимического воздействия (улучшенное ТГХВ), обладающего повышенной энерговыделяющей способностью. Моделирование проводилось с использованием симулятора CMG Stars c моделью радиального притока к добывающей скважине. Сгущающийся к скважине размер ячеек гидродинамической модели варьировался в пределах от 5,5 до 0,5 м.
При проведении расчетов, кроме теплоты термохимической реакции, другим важным показателем является константа скорости реакции, которая характеризует скорость взаимодействия компонентов термохимического состава. Для ее расчета используется кинетическое уравнение Аррениуса:

где:
А₀ — постоянная Аррениуса (предэкспоненциальный множитель);
R — универсальная газовая постоянная, Дж/(мольК);
Т — температура, К;
Е_а — энергия активации, Дж/моль.

Энергия активации показывает, какой минимальной энергией должны обладать реагирующие частицы, чтобы они могли вступить в химическую реакцию, а предэкспоненциальный множитель характеризует количество столкновений реагирующих частиц.

Значения кинетических констант К, и для реакции второго порядка при заданных концентрациях реагентов были определены экспериментальным путем с использованием адиабатического реакционного калориметра (АПК), который позволяет с высокой точностью отслеживать изменение температуры и контролировать тепловыделение.

Материальный баланс для стандартного и улучшенного ТГХВ в пересчете на 1 кг раствора термохимического состава и значения кинетических констант химической реакции К, и приведены в таблице 2.

Результаты проведенного гидродинамического моделирования представлены на рисунках 1–4.

Видно (рис. 1), что при применении стандартного и улучшенного ТГХВ после завершения реакции наблюдаются практически равные мольные доли проникновения в ПЗП продукта реакции — азота (N₂). При этом разогревающая способность для улучшенного ТГХВ значительно отличается от стандартного ТГХВ (рис. 2):

• температурный фронт улучшенного ТГХВ охватывает более удаленную область ПЗП;
• температура разогрева некоторых областей ПЗП при применении улучшенного ТГХВ достигает более высоких значений (до 300 °С), чем при применении стандартного ТГХВ.

Технологическая эффективность от применения ТГХВ показана на рисунках 3 и 4.

Видно (рис. 3), что дебит нефти на момент проведения ОПЗ составлял
5,64 м³/сут. После проведения стандартного ТГХВ дебит нефти увеличился
до 13,92 м³/сут, после проведения улучшенного ТГХВ — до 21,6 м³/сут.

Столь существенная разница в приросте дебита нефти объясняется более высоким распространением теплового фронта и более высокой температурой разогрева в ПЗП.

Прогнозируемая дополнительная добыча нефти за три года проявления эффекта при применении улучшенного ТГХВ составляет более 2000 м³, что на 41,1 % больше, чем при применении стандартного ТГХВ (рис. 4).

По предварительной оценке, в результате проведения ОПЗ по технологии улучшенного ТГХВ на 43 добывающих скважинах АО «Самаранефтегаз», эксплуатирующих месторождения с ВВН, может быть получено около 100 тыс. т дополнительно добытой нефти.

Проведенное гидродинамическое моделирование с применением ТГХВ показывает, что увеличение тепловыделяющей способности термохимического состава положительно сказывается на ее эффективности. Однако для достижения этой цели необходимо проведение дополнительных лабораторных исследований по разработке высокоэнергоемкого химического состава, адаптированного под геолого-физические условия предполагаемых объектов.

Для достижения этой цели, например, могут быть применены составы со следующими экзотермическими реакциями:

Из приведенных данных видно, что составы (3–5) являются более энергоемкими, чем состав (1), используемый в технологии ТГХВ БС. Также при использовании карбамида в ходе реакции выделяется СО₂, который, растворяясь в нефти, будет способствовать дополнительному снижению ее вязкости.