Проблемы интенсификации добычи нефти и газа

23 августа 2017/ Нефть и газ

На современном этапе большинство нефтяных и газовых месторождений России вступило в стадию разработки характеризующуюся снижением пластового давления, дебита нефти и увеличением обводненности продукции, вследствие чего на многих месторождениях подавляющее большинство скважин переведено на механизированную и периодическую эксплуатацию. Прирост же запасов происходит за счет разведки сложнопостроенных месторождений с тяжелыми, высоковязкими нефтями и залежами низконапорного газа в низкопроницаемых коллекторах. Соответственно все вновь вводимые в разработку месторождения имеют, как правило, трудноизвлекаемые запасы. Поэтому добыча на многих нефтяных и газовых и месторождениях в настоящее время становится малоэффективной и требует изменений в ранее освоенной системе разработки. Многочисленные исследования показывают: чем позднее будет осуществляться корректировка системы, тем ниже будут промысловые результаты. При этом необратимо ухудшаются не только общие технико-экономические показатели, но и снижается величина экономически оправданного коэффициента извлечения в сравнении с потенциально достигаемым при использовании новых технологий. Возможные потери нефтегазоотдачи могут достигать 5-6% и более.

В этих условиях более чем когда-либо актуализируется задача повышения эффективности использования действующих месторождений за счёт обеспечения потенциальных возможностей каждой скважины вне зависимости от срока эксплуатации. Решение этой проблемы без значительных материальных затрат в принципе возможно. Например, методами интенсификации. Известно множество различных технологий интенсификации добычи углеводородов, однако на практике выбор конкретных технологий часто осуществляется без достаточного научного обоснования, без учёта того, что механизм воздействия должен строго соответствовать всем факторам, ухудшающим производительность скважин. Сегодня вряд ли кто отважится отрицать очевидный тезис о необходимости индивидуального подхода к каждой скважине. Прописная истина «Семь раз отмерь, один – отрежь» здесь справедлива как заповедь. А взвешенный, научный подход к решению проблемы практически гарантирует высокий технический и, соответственно, экономический эффект для любых, в т.ч. уникальных геологических условий и проблем.

В то же время можно утверждать, что некоторые технологии носят универсальный характер и применимы ко многим проблемным скважинам с условием лишь индивидуальной настройки ряда технологических параметров.

Не отрицая важности и необходимости работ по корректировке основных технологических решений на каждом месторождении (бурение новых скважин, изменение системы размещения скважин и др.), а также учитывая современную экономическую ситуацию, сегодня актуально решение задачи максимально эффективного использования существующего фонда скважин на месторождении. Эта задача решается обеспечением потенциальных добывных возможностей системы пласт-скважина и продлением условий рентабельной добычи нефти. Главные работы здесь связаны с освоением комплексного подхода, обеспечивающего постоянный контроль над выработкой запасов нефти в объёме пласта, адресным воздействием на интервалы объектов с целью вовлечения в активную разработку слабодренируемых и недренируемых запасов.

На любом действующем месторождении имеется потенциал улучшения технико-экономических показателей добычи нефти. Этот потенциал реализуется обоснованием и выполнением комплекса геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на скважинах.

Для того, что бы осуществить выбор скважин и оптимальных технологий по воздействию на прискважинную зону пласта необходимо провести комплекс гидродинамических исследований одной из основных задач которого является определение не только фильтрационных параметров пласта, но и параметров и состояния прискважинной зоны, существенно влияющих на интенсивность притока пластового флюида.

Для количественной оценки состояния призабойной зоны используются следующие характеристики: скин-эффект (S), отношение продуктивности фактической к потенциально возможной (ОКП) и приведённый радиус скважины. В зависимости от полученной величины скин-эффекта осуществляется выбор скважин для проведения операций по интенсификации притока из скважины.

Действительно, общеизвестно, что снижение проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта обусловлено двумя основополагающими факторами:

  • снижением проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, обусловленным касательными кольцевыми сжимающими напряжениями, возникающими при бурении скважин в результате действия горного давления;
  • осаждением в прискважинной зоне коллектора твёрдой фазы технологических жидкостей (глушения, промывки, буровых растворов и т.п.) и иных твердых осадков

Физико-химические характеристики воздействия этих факторов на пласт различны по своей природе. Если первый фактор приводит к уменьшению размеров пор в прискважинной зоне и, соответственно, к снижению проницаемости, то второй фактор вызывает закупорку пор инородным телом. Очевидно, что для получения максимального эффекта при выборе технологии интенсификации необходимо учитывать оба этих фактора и искать, соответственно, пути устранения их негативных последствий. В этом докладе представлены три технологии реновации нефтегазовых скважин:

  • технология щелевой разгрузки призабойной зоны продуктивного пласта (ЩРП) - отечественная разработка, позиционирующаяся как дополнение, а в некоторых случаях как альтернатива технологии гидроразрыв пласта (ГРП), и превосходящая ее по эффективности и периоду действия эффекта;
  • технология обработки скважин порошкообразными реагентами - отечественная разработка, не имеющая аналогов в мировой практике;
  • технология водоизоляции скважин на основе новых полимеров - отечественная разработка, не уступающая передовым мировым аналогам по эффективности и существенно превосходящая их по экономичности.

Щелевая разгрузка пласта (ЩРП)

Основой технологии щелевой разгрузки прискважинной зоны продуктивного пласта (ЩРП) является возможность управления величиной касательных напряжений, возникающих в прискважинной зоне за счёт горного давления, путем создания вдоль оси скважины на всю мощность продуктивного пласта двух радиальных щелей, ориентированных в диаметрально противоположные стороны. Геометрия каждой щели рассчитывается в зависимости от геологических условий и горных напряжений. Ширина каждой горной выработки (щели) соизмерима с диаметром скважины, глубина – 7-10 диаметров скважины. Создание щелей приводит к перераспределению концентрации и эффекту разгрузки горных напряжений, а именно – к трансформации сжимающих сил в растягивающие, вследствие чего поры в породе продуктивного пласта в прискважинной зоне раскрываются и проницаемость породы увеличивается, что позволяет получить максимальную по гидродинамическим условиям отдачу пласта. Для этой цели разработано, изготовлено и апробировано в промышленных условиях уникальное специальное оборудование (см. рис.) и технология резки разгружающих щелей. Опытно-промышленная проверка показала высокую эффективность способа: дебит нефтяных и газовых скважин, а так же приемистость нагнетательных скважин увеличивается в среднем в 3,5 и более раз по сравнению с показателями до проведения ГТМ. Технологию ЩРП можно применять как для реновации сухих скважин, так и сразу после эксплуатационного бурения, не делая перфорации. При этом технология ЩРП свободна от ряда ограничений, предъявляемых к скважинам под ГРП.

Сравнительная характеристика областей применения ЩРП и ГРП представлена в таблице1. Технология эффективно использовалась на месторождениях в России (Удмуртнефть, Оренбурггаздобыча, Пермьнефть, Обьнефтегазгеология, Самаранефтегаз, Лянторнефть) и за рубежом в КНР (Манчжурия), Йемене (Западный и Восточный Аяд), США (Канзас, Калифорния).

В настоящее время работы ведутся на газоконденсатных месторождениях в ЯНАО (Россия) и нефтяных месторождениях в Техасе (США).

Таблица 1: Сравнительная характеристика областей применения и технологических показателей гидроразрыва пласта (ГРП) и щелевой разгрузки пласта (ЩРП)

Показатели ГРП ЩРП
Область применения
1 Выработанность запасов £ 30 % * £ 70 %
2 Текущее пластовое давление £ 75 % от первоначальному ³ гидростатическому
3 Толщина пласта не менее 4,5 – 6 м нет ограничений
4 Коэффициент проницаемости, мкм2 не более 0,03-0,05 не более 0,08
5 Толщина глинистого экрана не менее 5-6 м не менее 1 м
6 Обводнённость продукции не более 30 % 40-95 %
7 Категория скважины нефтяные добывающие, газовые и нагнетательные

В результате обработок 57 нефтяных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах по технологии ЩРП средняя дополнительная добыча нефти по скважине составила 3,4 тыс. тонн при продолжительности действия эффекта 3-4 года. При обработке 21-ой нагнетательной скважины средняя дополнительная закачка воды в продуктивные пласты одной скважиной составила 84 тыс. м3 при продолжительности действия эффекта 2-2,5 года. На 6 газовых скважинах средняя дополнительная добыча газа по одной скважине за счёт проведения ЩРП составила 4935 тыс. м3 при продолжительности действия эффекта не менее 3-х лет (табл.2).

Реагентная обработка

Технология реагентной обработки скважин, в отличие от кислотной, использует неагрессивные порошкообразные реагенты и предназначена для удаления из прискважинных зон различных осадков в твёрдой фазе: глинистых и полимерглинистых образований, карбонатных осадков, железистых соединений и осадков органического происхождения.

В результате реагентной обработки по предлагаемой технологии в скважине происходит как растворение, так и разрушение кольматирующих образований и перевод их из агрегатного состояния в тонкую пелитовую фазу, легко удаляемую из скважины при освоении. При взаимодействии порошкообразных реагентов с кольматирующими образованиями не происходит вторичного выпадения твёрдой фазы и образования коллоидальных систем. Используемые порошкообразные реагенты экологически безопасны и разрешены в добыче и транспорте углеводородов. Коэффициент коррозии металла указанных технологических растворов в 8 раз меньше аналогичного показателя глинокислотных растворов. Порошкообразные реагенты удобны в транспортировке, складировании и приготовлении технологических растворов непосредственно у скважины. В таблице 3 приведено сравнение обработок скважин соляной кислотой, глинокислотой и порошкообразными реагентами.

Таблица 2: Эффективность применения технологии щелевой резки пласта

Месторождение, коллектор Кол-во скважин Средний дебит скважины Средняя DQ по скважине
до обработки после обработки
Нефтяные скважины
1 Лянторское, Терригенный 18 2,1 т/сутки 7,5 т/сутки 3695 тонн
2 Ветлянское, Карбонатный 12 2,2 т/сутки 9,0 т/сутки 4653 тонн
3 Ельниковское, Карбонатный 4 0,9 т/сутки 3,5 т/сутки 2847 тонн
4 Киенгопское, Карбонатный 3 5,8 т/сутки 16,4 т/сутки 4876 тонн
5 Аяд, Амаль (Йемен), Карбонатный 9 0,4 т/сутки 1,9 т/сутки 1635 тонн
6 Чутырское, Карбонатный 5 2,3 т/сутки 7,3 т/сутки 3764 тонн
7 Манжурские (Китай), Карбонатный 6 0,9 т/сутки 3,0 т/сутки 2298 тонн
Газовые скважины
8 Оренбургское, Карбонатный 2 6 328 м3/сутки 38 727 м3/сутки 83 440 000 м3
9 Уренгойское, Терригенный 3 8 008 м3/сутки 135 095 м3/сутки 62 044 192 м3
10 Андриашевское, Терригенный 1 1 036 м3/сутки 5 563 м3/сутки 2 558 321 м3
Нагнетательные скважины
11 Ельниковское, Карбонатный 6 43 м3/сутки 162 м3/сутки 107 365 м3
12 Киенгопское, Карбонатный 3 81 м3/сутки 338 м3/сутки 121 913 м3
13 Яунлорское, Терригенный 7 57 м3/сутки 380 м3/сутки 54 610 м3
14 Чутырское, Карбонатный 1 81 м3/сутки 306 м3/сутки 35 493 м3
15 Дудаширское, Карбонатный 4 43 м3/сутки 128 м3/сутки 99 860 м3

Таблица 3: Сравнительная характеристика реагентных обработок скважин

 

Вид обработки Тип коллектора Количество скважин Успешность обработки, % Средняя дополнит. добыча нефти на 1 скважино-операцию, тонн
Порошкообразная терригенный 159 94 2676
Солянокислотная, глинокислотная терригенный 2702 64 570

Получено заключение компании Dowell Schlumberger (Tulsa, USA) о высокой технологичности и перспективности применения разработанной технологии с использованием порошкообразных реагентов на месторождениях с терригенными коллекторами.

Область применения технологии:

  • Продуктивный пласт приурочен к терригенным поровым коллекторам и трещиноватым кристаллическим породам;
  • Категория скважины – добывающие нефтяные, газовые и нагнетательные;
  • Добыто нефти не более 60% от возможного, и газа – не более 40%;
  • Обводненность продукции скважины не более 40-50%;
  • Снижение продуктивности (приемистости) скважины в процессе эксплуатации или после глушения более, чем на 30%;
  • Коэффициент продуктивности скважины не соответствует гидродинамическим параметрам пласта;
  • Выбор как самих реагентов, так и технологии их применения производится индивидуально для каждой скважины в зависимости от минералогического состава кольматирующих образований. В ходе обработки контролирующей операцией, совмещенной с технологической операцией, определяется достаточное время контакта каждого технологического раствора с кольматирующими образованиями.

Обработки скважин по разработанной технологии производились на месторождениях Российской Федерации, Украины, Узбекистана и шельфе Вьетнама.

По результатам обработок 159 нефтяных скважин среднее приращение дебита составило более 12 т/сутки (более 150 %) при успешности обработок около 90%. Дополнительная добыча нефти превысила в среднем 2500 тонн/скв. (Табл. 4).

Таблица 4: Эффективность реагентных обработок нефтяных скважин

Группа месторождений Количество скважин Средний дебит скважины, т/сутки q0-q1 Средняя дополнит. добыча нефти на 1 скважину, Qнак, тонн
до обработки, q0 после обработки, q1
1 Юганская 46 7,9 21,7 2,7 Нет данных
2 Сургутская и Ниженвартовская 43 7,8 18,0 2,3 1198
3 Когалымская 28 9,6 23,3 2,4 1311
4 Муравленковское 17 5,6 25,2 4.5 2849
5 Пермская 13 3,3 6,6 2,0 Нет данных
6 Долинское 9 6,5 9,3 1,4 Нет данных
7 Белый Тигр 3 35,7 56,9 1,6 2608
  Итого: 159 10,9 23,0 2,1 1991

По результатам обработок 36 нагнетательных скважин среднее приращение расхода нагнетания составило 148 м3/сутки (155 %) (Табл. 5).

Таблица 5: Эффективность реагентных обработок нагнетательных скважин

Группа месторождений Количество скважин Суммарный расход нагнетания, м3/сутки Дополнит. закачка воды, DQ, м3/сутки
до обработки после обработки
Мегионская 24 2175 6120 3945
Муравленковское 5 720 1230 510
Луквинское 4 172 396 224
Белый Тигр 3 355 996 641
Итого : 36 3422 8742 5320

На Ямбургском газоконденсатном месторождении были проведены реагентные обработки 54 скважин, вскрывших сеноманскую залежь. В результате обработок среднее увеличение дебита скважин составило 40 % и дополнительная добыча газа, усреднённая по всему массиву проведённых обработок, составила 84 тыс.м3/сутки на каждую скважину при успешности обработок 89 %.

Реагентные обработки водозаборных скважин технологическими растворами на основе порошкообразных реагентов проводились на водозаборах подземных вод городов Нового Уренгоя, Сургута, Курска, Чишмы, Риги, Комсомольска на Днепре, объектах сельскохозяйственного водоснабжения Тамбовской области, Литвы, месторождении Белый Тигр (шельф Вьетнама) и газовых промыслах Уренгойгазпрома. По данным обработок 197 водозаборных скважин подача воды потребителю была увеличена на 80 %.

Водоизоляция

Для проведения водоизоляционных работ используется комплекс технологий, обеспечивающий активную выработку остаточных запасов нефти на участке дренирования отдельных высокообводнённых добывающих скважин и повышение нефтеотдачи за счёт продления периода рентабельной эксплуатации скважин. При этом для водоизоляции используются технологические растворы, приготовленные на основе различных типов полимерных соединений и окислительно-восстановительных реагентов. Выбор конкретных рецептур растворов определяется геолого-техническими и термобарическими условиями месторождения.

Область применения

1 Состав пород продуктивного пласта карбонатные, терригенные.
2 Обводненность пласта 70% и выше
3 Текущее пластовое давление ³ гидростатического
4 Пластовая температура до 100 0С
5 Толщина пласта от 3 метров
6 Коэффициент проницаемости, мкм2 не менее 0,3
7 Наличие глинистых пропластков желательно иметь несколько пропластков толщиной от 0.5 метров
8 Категория скважины эксплуатационные нефтяные.

Эти технологии, а также их различные комбинации предназначены для обеспечения активной выработки остаточных запасов нефти на участке дренирования отдельных высокообводнённых добывающих скважин и повышения нефтеотдачи за счёт продления периода их рентабельной эксплуатации.

В результате реализации намеченных мероприятий на скважинах происходят снижение обводнённости добываемой продукции и увеличение дебита нефти.

Специалистами ЗАО «Норд Сервис» разработана и успешно применятся технология изоляции с применением гелеообразующего состава на основе полимерной композиции (ПК).

Этот состав применяется для ограничения водопритока в добывающих скважинах, воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин и межскважинное пространство продуктивных коллекторов с целью повышения охвата пластов заводнением, а также в сочетании с твердеющими материалами (тампонажный цемент, смолы и т.п.) может применяться для ограничения прорыва газа к забою скважины и ликвидации межколонных газопроявлений.

Состав имеет регулируемый период гелеобразования и образует плотный тампонирующий гель в интервале температур от 20 до 1000С. Получаемый гель отличается от известных полиакриламидных гелей отсутствием синерезиса и увеличенными в 6-8 раз структурно-механическими свойствами, а от силикатных и лигносульфонатных гелей – способностью к обратимым упругим деформациям. Преимуществом данного состава является возможность успешно использовать его для борьбы с заколонными перетоками, а также то обстоятельство, что после проведения обработки можно проводить перестрел пласта и кислотную обработку.

По устойчивости в условиях хранения геля в водной среде с температурами более 700С состав дает принципиально лучшие показатели в сравнении со всеми сегодня применяемыми полимерными составами. Достаточно сказать, что период уменьшения объема геля на 50% (синерезис, усадка или растворение) для известных составов не превышает 200-250 суток, а для ГС на основе ПК этот период гарантированно составляет более 800 суток. Эти свойства делают новый состав незаменимым для работ по ликвидации заколонных перетоков, особенно когда надо выполнять повторную перфорацию (так как гель не разрушается). Технология применения ГС на основе полимера «Комета», объемы порций и рецептура рабочих растворов определяются в зависимости от характера выработки пластов на данном участке залежи и геолого-технических условий в скважинах.

Состав ПК прошел промысловые испытания в различных нефтедобывающих районах. Результаты экспериментальных обработок приведены в табл.6,7.

Таблица 6: Результаты экспериментальных обработок нефтяных скважин с использованием ПК

№ скважин Режим работы до обработки Режим работы после обработки Дополнит. добыча нефти, т Продолжит. эффекта, мес.
Qн, т/сут. % воды qн, т/сут. % воды
96 1,5 94 5,5 81 889 10
129 1,7 91 4,8 75 449 7
7514 0,1 99 5,8 84 800 15
26263 0,4 98,9 16,2 46 2700 9
31562 0,1 99,2 0,1 99,1 - -
31481 1,0 93,3 2,9 83,8 97 3
12446 6,0 95,8 15,2 51,6 1276 8
5746 0,1 99 7 81 1587 7
4134 4,1 90 6,5 77 1120 10
4857 0,2 98 0,8 95 35 2

Таблица 7: Технологические показатели эффективности в добывающих скважинах

№ пп Наименование показателей Значение показателей
1 Количество скважин в выборке, шт. 10
2 Средний дебит до обработки q1, т/сутки 1,7
3 Обводненность до обработки, % 95,4
4 Средний дебит после обработки q2, т/сутки 7,2
5 Обводненность после обработки, % 74,9
6 Среднее приращение дебита после обработки, т/сутки 5,5
7 Среднее приращение дебита, % 320
8 Снижение обводненности, % 20,7
9 Средняя продолжительность действия эффекта, месяцы 7,9
10 Средняя дополнительная добыча нефти на 1 скважину, тонн 994,8
11 Успешность обработки, % 90

Таким образом, предлагаемые технологии являются единственным экономически обоснованным решением по увеличению добычи углеводородов на месторождениях заказчика.