Исследование по интенсификации добычи нефти

22 августа 2017/ Нефть и газ

Президент Всероссийской ассоциации буровых и сервисных подрядчиков Сергей Веселков опубликовал в газете "Промышленные ведомости" исследование по интенсификации добычи нефти. Целью данной работы является оценка технико-экономической эффективности методов интенсификации добычи нефти, уже внедренных или прошедших стадию опытно-промышленного внедрения. При этом используемое оборудование и порядок производства работ детально не рассматривается. Ввиду ограниченного применения не рассматриваются такие методы, как тепловые.

Теория гидравлического разрыва пласта зародилась в России в конце 50-х годов прошлого столетия. Основоположниками ее стали советские ученые С. А. Христианович и Ю. П. Желтов. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Их формулы до сих пор используются в расчетах проектирования трещины гидроразрыва.

С середины 1980-х годов в России выполнено около 10 тысяч гидроразрывов. Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости создается давление, превышающее горное, то есть вес вышележащих пород. Порода продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления и за счет продолжающейся закачки жидкости образовавшаяся трещина увеличивается в размерах.

Далее этой же жидкостью транспортируется в трещину расклинивающий агент (проппант), который удерживает ее в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта у устья скважины, ранее не использовавшаяся в разработке залежи, и создается высокопроводящий канал для поступления в скважину дополнительной нефти.

Это позволяет увеличить ее дебит в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения и тем самым переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Применяют жидкости разрыва на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, саморасподающийся гель) основе. Основные виды ГРП: однократный (создание одной трещины), многократный (создание нескольких трещин) и направленный.

По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:

  • локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.
  • глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта.

Используется в коллекторах со средней и высокой проницаемостью.

  • массированный с разрывом более 100 м и объемом закачки более 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД.

Эта классификация достаточно условна и приведена для нефтяных залежей.

Разработаны такие технологические операции ГРП, как управлением ростом трещин по вертикали, изменение фазовой проницаемости по нефти и воде в трещине и др. В стадии разработки находится технология проведения ГРП в многопластовой залежи и горизонтальных скважинах. В настоящее время проходит адаптация ГРП на газоконденсатном фонде скважин для отработки критериев выбора скважин, режимов проведения разрывов и технологии освоения.

Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта. После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.

При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.

Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 – 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.

По данным ВНИИ горной геомеханики и маркшейдерского дела применение этого метода на нефтяных скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах позволяет за 2-4 года получить дополнительно от 2847 до 4653 т нефти на одну скважину.

Реагентная обработка скважин. Для этого используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия с кольматирующими (закупоривающими) образованиями – это минеральные (глинистые) или органические (парафины, смолы, асфальтены) образования, выпадающие в твердой фазе в поровом пространстве и каналах фильтрации - и породами продуктивного пласта реагенты могут быть подразделены на следующие типы:

  • кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;
  • окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ; 
  • комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;
  • полифункциональные реагенты. Их растворяющая способность основана на сочетании кислотного и окислительно-восстановительного действия на кольматирующие образования и породы продуктивного пласта.

К примеру, в «Татнефти» в результате реагентной обработки 1139 нефтяных скважин их дебит в среднем возрос в 2,5 раза, и дополнительная добыча нефти составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта составила в среднем 21 месяц.

В ЗАО «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин в терригенных коллекторах,. При обработке по этой технологии 159 скважин их дебит в среднем увеличился в 2,1 раза, а добыча нефти возросла на 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяцев.

Технология акустической обработки скважин основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн с частотой колебаний 20 кГц в интервале перфорации скважины. Частота ультразвуковой волны определяет её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.

При взаимодействии акустического поля с фазами горных пород достигается: увеличение их проницаемости благодаря изменениям структуры пустотного пространства; разрушение минеральных солеотложений; акустическая дегазация и снижение вязкости нефти; вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород продуктивного пласта. Технология обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней и низкие затраты. При этом используется мобильная малогабаритная аппаратура, процесс воздействия является технически и физиологически безопасным и экологически чистым. Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.

Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины при снижении продуктивности в процессе эксплуатации более чем на 30%, фильтрационной неоднородности по мощности пласта, отсутствии заколонных перетоков в скважине, наличии перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта, и др.

Аппаратура для акустической обработки скважин состоит из скважинного источника акустических колебаний магнитострикционного или пьезокерамического типа и наземной геофизической станции, которая содержит генератор и орган управления частотой и интенсивностью акустического поля, создаваемого скважинным генератором.

По результатам геофизических исследований в продуктивном пласте устанавливают интервалы обработки. Спуск и подъем излучателя в интервал перфорации осуществляется каротажным подъемником на геофизическом кабеле. Режим работы скважинного снаряда может быть непрерывным (монохроматическое излучение) и импульсным. При импульсном режиме шире спектр частот, что позволяет реализовать условия резонанса в обрабатываемой среде, и при этом амплитудное значение энергии в импульсе существенно выше, чем в непрерывном излучении. Успешность обработки достигает 80%.

Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ). При электрическом разряде между двух электродов в жидкой среде происходит формирование канала сквозной проводимости с последующим его расширением до схлопывающейся низкотемпературной плазменной каверны, образующей ударную волну и волны сжатия. Время действия ударной волны не превышает 0,3 х10-6 сек. Распространяясь в прискважинной зоне, она разрушает кольматирующие образования. Основными параметрами электрогидравлической обработки, определяющими ее эффективность, являются давление ударной волны и число генерируемых импульсов вдоль интервала перфорации.

Устройство для электрогидравлической обработки скважины состоит из наземной части и скважинного снаряда, соединенных между собой геофизическим кабелем. В наземную часть устройства входит преобразователь и каротажный подъёмник. Скважинный снаряд состоит из зарядного блока, емкостей накопителей, разрядника и электродной системы.

Скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород и, как следствие, увеличение в 2-4 раза дебита скважины. Время обработки одной скважины – от 6 до12 часов, успешность - 85-90 %, дополнительно получаемая нефть не превышает 526 т.

Азотно-импульсная обработка. Технология предназначена для избирательного воздействия импульсами давления, которые создают газогенераторы, на локальные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины. Эффект достигается за счёт восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны. Импульсы давления разрушают кольматирующие образования, увеличивая проницаемость прискваженной зоны.

Областью применения технологии являются низкодебитные и простаивающие скважины. Она может быть использована и для повышения производительности действующих скважин при регламентной замене погружного оборудования, а также для увеличения дебита нагнетательных скважин.

Газогенераторы заряжаются азотом до давления 100 атм. Комплект погружных газогенераторов для пяти- и шестидюймовой обсадной колонны устанавливают в интервале обработки пласта. В ходе обработки на протяжении 1,0-1,5 метра вдоль ствола скважины генерируется импульсы давления до 120,0-150,0 Мпа. При этом в зависимости от состояния зоны обработки регулируются параметры импульсного воздействия по амплитуде, частоте и длительности импульсов. Время обработки скважины не превышает 24 часов. Весь комплекс оборудования смонтирован в автомобиле повышенной проходимости «Урал».

В Широтном Приобье на месторождениях компании «ЮКОС» успешность обработок 50 скважин составила 90 %, в среднем их дебит возрос в 3,7 раза, а количество отобранной нефти на одной скважине увеличилось на 510 т.

Объемное волновое воздействие на месторождение. При этом на поверхности месторождения нефти специальным образом создаются монохроматические колебания определенной амплитуды, распространяющиеся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывая объем в зоне радиусом 1.5-5 км от эпицентра воздействия.

Технология предназначена для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи неоднородных продуктивных пластов с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости (терригенные - коллекторы, представленные породами различного минерального состава с различной степенью глинистости, с разным составом и характером цементирующих веществ). Применяется на разных стадиях эксплуатации месторождений при выработанности запасов и обводненности не более 70 %. Радиус зоны воздействия от одного виброисточника составляет 3 км при глубине залегания продуктивных пластов 2,5 –3 км. 

Технология создает объемный характер воздействия на нефтяную залежь и обеспечивает интенсификацию добычи за счет ряда факторов, каждый из которых или в сочетании друг с другом может преобладать в определенных геолого-технических условиях, способствуя добыче дополнительной нефти.

К таким факторам при разработке пластов заводнением относятся: изменение вязкости нефти и фазовой проницаемости коллектора для нефти и воды, ускорение гравитационной сегрегации остаточной нефти (гравитационное отделение в поровом пространстве нефти от породы при различного вида воздействиях), активизация систем макротрещин за счет вибрации и подвижки блоков, дегазация с вытеснением нефти газом из тупиковых пор, вовлечение в разработку обтекаемых водой нефтяных целиков (невыработанные зоны продуктивного пласта со стянутыми порами).

В результате такого рода комплексного воздействия происходит снижение влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу продуктивных пластов, улучшается охват месторождения разработкой, снижается обводненность при улучшении физико-химических свойств нефти. Продолжительность воздействия на залежь в цикле - до года и более.

Для возбуждения волновых колебаний используются серийные виброисточники, генерирующие колебания с частотой 8-18 Гц. Количество виброисточников на одном месторождении выбирается в зависимости от необходимой площади охвата месторождения или его участка. Технология эффективно применялась в терригенных и карбонатных коллекторах на 7 месторождениях. В зоне воздействия находилось 205 скважин, из которых в среднем реагировало на воздействие 75,6 %. При этом добыча нефти увеличилась в среднем на 33,5%.

Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта - создается при работе штангового насоса, упирающегося в зумпф (отстойник, внутреннее пространство скважины, расположенное ниже интервала перфорации) через специальный хвостовик и колонну труб. В результате воздействий в массиве формируются волны упругих деформаций, которые распространяются на большие расстояния от скважины и обеспечивают получение значительных эффектов, как в самой возбуждающей скважине, так и в скважинах, расположенных в радиусе 2-2,5 км от нее.

Инфранизкочастотные упругие колебания формируют в пласте зону разуплотнения, что улучшает его фильтрационные характеристики.

Строго необходимым условием реализации технологии является определение и соблюдение технологических и технических параметров, обеспечивающих возможность параметрического резонанса на одной из частот, кратной частоте работы штангового насоса в системе насос - опорная колонна - порода зумпфа.

Технология эффективно реализуется при выполнении следующих условий:

выработанность запасов месторождения не должна быть более 50 –70%, обводненность - 60-80 %, наличие в центре участка с радиусом 2 – 2,5 км хотя бы одной скважины, оборудованной штанговым насосом для отбора нефти, для использования ее в качестве возбуждающей. Ограничений по литологическому составу коллектора, свойствам нефти, пластовому давлению и температуре не существует. На 8 месторождениях нефти, включая Самотлорское, в радиусе воздействия положительный эффект фиксировался в 75% добывающих скважин, в остальных 25% дебит снижался или не менялся. Увеличение общей добычи достигало 20-30 %.