Технико-экономическая эффективность методов

23 марта 2017/ Нефть и газ

Методы интенсификации добычи нефти

Проведем оценку технико-экономической эффективности методов интенсификации добычи нефти (ИДН), получивших промышленное внедрение в отрасли или прошедших стадию опытно-промышленного внедрения. Для выбранных методов детально не рассматривается используемое оборудование и порядок производства работ. При этом в работе ввиду ограниченного применения не рассматриваются такие уже зарекомендовавшие себя методы, как тепловые.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

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

С середины 80-х годов в России в России выполнено около 10 тысяч гидроразрывов пласта. В настоящее время только в Западной Сибири работают более 15 комплексов ГРП, производя ежегодно порядка 2-х тысяч разрывов.

Сущность метода заключается в том, что на забое скважины путем закачки жидкости разрыва создается давление, превышающее величину горного давления, т.е 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 трещину в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Таким образом, за счет созданной трещины расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются ранее не участвующие в разработке участки залежи, создается высокопроводящий канал для поступления флюида в скважину. Это позволяет увеличить дебит скважины в несколько раз, увеличить коэффициент извлечения, 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);
  • направленный.

По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:

  1. Локальный разрыв до 5-15 м с объемом закачки до 3 - 5 тонн проппанта. В основном устраняет скин-эффект. Применяется в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины.
  2. Глубокопроникающий разрыв до 15-100 м с объемом закачки до 100 тонн проппанта. Используется в коллекторах со средней и высокой проницаемостью.
  3. Массированный ГРП более 100 м с объемом закачки более 100 тонн проппанта, в газовых залежей до 2000 т . Используется в коллекторах с проницаемостью менее 1 мД.

Приведенная классификация достаточно условна и приведена для нефтяных залежей.

Результативность ГРП характеризуется ниже приведенной гисторгаммой А.П.Рожкова  (ОАО «Пурнефтеотдача»).

Гистограмма 1

Оборудование: подъемник, пакер, смеситель, высоконапорные, низконапорные насосные агрегаты, растворный узел, ёмкости, автоцистерны и др.

Отдельные сервисные компании, выполняющие ГРП: ЗАО «Катконефть», ЗАО «Урал Дизайн», ОАО «Пурнефтеотдача», ОАО «Татнефть» и др.

ЗАО «Катконефть»

Компания специализируется на производстве глубокопроникающего и массированного ГРП. На нефтяных месторождениях работает на месторождениях в северной части Широтного Приобья и на газовых месторождениях компании «Ямбурггаздобыча». В 2004 году произведено 200 скважино-операций. Дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию составила 4-10 тыс.т. Массированный ГРП производился в компании «ЯГД» на ачимовский горизонт.  

ЗАО «Урал Дизайн»

Компания сориентирована для выполнения работ по ГРП на месторождениях европейской части России и находящихся в своем большинстве на завершающей стадии разработки. Компания выполняет ГРП с созданием трещины протяженностью до 30-50 м с закачкой проппанта массой до 7-10 т. и без него в скважинах с вертикальной и горизонтальной ориентировкой стволов с закачкой кислотных растворов объемом до 200м3. Введение в технологию ГРП геофизического метода ВАК и щелевой гидропесоструйной пефорации пластов позволяет компании выполнять поинтервально направленные разрывы пластов малой толщины с созданием трещин требуемой высоты от 3м и более с регистрацией мест входа в них основного объема проппанта или проработки пород кислотным раствором. Средние величины прироста добычи нефти для изначально низкодебитных скважин от поинтервально направленного ГРП составляет 7 – 10 тыс.т, а от кислотных ГРП 15-20 тыс.т.

ОАО «Пурнефтеотдача

Компания выполняет гидроразрывы пластов с 1994 года и по настоящий день проведено более 700 операций с эффективностью 97%. Компания выполняет работы в основном по глубокопроникающему ГРП на месторождениях нефти различных компаний   и месторождениях компании «ЯГД», «УГП». На 2-х месторождениях НГДУ «РИТЭКнефть» произведён глубокопроникающий ГРП на 2-х скважинах. В 14 реагирующих добывающих скважинах дополнительная добыча нефти за 8 месяцев составила 12,6 тыс. т. На Ямбургском и Уренгойском месторождениях успешно произведен ГРП в ачимовски отложениях на 3-х скважин. На Уренгойском месторождении на нефтяных оторочках был произведён ГРП в 28-ми скважинах. Среднее приражение нефти по скважине составило 12 т/сутки, а доболнительная добыча нефти составила 142,72 тыс. т.

Динамика добычи нефти по годам в НГДУ ООО «Уренгойгазпром» приведена на гистограмме 2.

 Гистограмма 2

Разработаны такие технологические операции ГРП, как управлением ростом трещин по вертикале, изменение фазовой проницаемости по нефти и воде в трещине, гелирование метанольной воды. В стадии разработки находится технология проведения ГРП в многопластовой залежи и в горизонтальной скважине.

В настоящее время проходит адаптация ГРП на газоконденсатном фонде скважин. Всего проведено 9 скважино-операций. Результаты работ имеют большой разброс от не эффективных до эффективных (прирост от 500 тыс. м3/сут). Условия работ осложнены наличием в разрезе близлежащих водоносных горизонтов, заколонными перетоками, низкой энергетикой залежей, гидратообразованием. До настоящего времени проходит адаптация технологии ГРП на газоконденсатном фонде в части отработки критериев выбора скважин и их подготовки для инициации, режимов проведения разрывов, технологии освоения.

ОАО «Татнефть»

На своих месторождениях компания выполняет работы по производству локального ГРП. Дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию находится в пределах 1-3 тыс. т.

Технология щелевой разгрузкой прискважинной зоны продуктивного пласта (ЩРП)

На основании совремённых представлений теоретической геомеханики 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. Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится при помощи гидропескоструйной перфорации за счет фиксированного перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта. В процессе работы вдоль оси скважины по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность продуктивного пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая - диаметр скважины, длиной - 700-1000 мм.

Создаваемые щели преобразуют кольцевые сжимающие напряжения в прискважинной зоне в растягивающие напряжения. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, обеспечивающей улучшение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Для реализации технологии используют специальные двигатели -перфоратор ДП-500, ДП-200 и ДГЗ-У-00.Конструкция двигателя позволяет производить прорезание щелей без движения колонны НКТ в продуктивной зоне пласта за счет высокоскоростных песчано-жидкостных струй, вылетающих со скоростью более 100 м/с через сопла твердосплавных насадок перфоратора. За одну скважино-операцию прорезаются щели в 4 – 5 интервалах пласта. Для работы в течение двух – трех лет необходимо не менее двух комплектов. Производительность при этом может быть 4 – 5 скважин в месяц при вскрытии в каждой скважине продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.

Подготовка скважины к проведению операции занимает в среднем 2 – 3 бригадо-смены, сама операция занимает не менее одной бригадо-смены (мощность продуктивного пласта до 2 метров) и далее 2,5 – 3 часа на каждый метр обработанного пласта, две бригадо-смены на завершающие работы и пуск скважины в работу. Для обработки скважин используют оборудование аналогичное оборудованию, используемом при ГРП.  

По данным ВНИИ горной геомеханики и маркшейдерского дела применение ЩРП на нефтяных скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах позволяет получить дополнительно нефти от 2847 до 4653 т на одну скважину и продолжительность эффекта находится в пределах 2-4 лет.

Реагентные обработки скважин

Для реагентных обработок скважин используют органические и минеральные вещества в жидкой или твердой фазе. По механизму взаимодействия реагентов с кольматирующими образованиями и породами продуктивного пласта они могут быть подразделены на следующие типы:

  • Реагенты кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода Н+   (в водной среде ионов Н3 О);

Реагенты окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ; 

  • Реагенты комплексообразующего 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.

По видам реагентных обработок, определяющих их назначение, обработки могут быть подразделены следующим образом:

  1. Глинокислотные обработки;
  2. Кислотные обработки;
  3. Ацетоно-кислотные обработки;
  4. Обработки растворами ПАВ;
  5. Обработки растворителями;
  6. Обработки растворами ингибиторов солеотложений;
  7. Обработки самогенерирующимися системами.

По нашему мнению, ОАО «Татнефть» занимает ведущее положение в отрасли как разработки технологических растворов, так и разработки технологий реагентной обработки, охватывая весь спектр возможного использования. Товарная продукция компании имеет марку СНПХ с последующим индексом. ВИНК активно используют продукцию ОАО «Татнефть» на своих месторождениях. В результате обработки 1139 нефтяных скважин среднее увеличение дебита скважин составило 2,5 раза, а дополнительная добыча нефти составила 1110 т при успешности обработок 83,5 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 21 месяц.

ЗАО «Полиэкс» оказывает сервисные услуги в поставке растворов с товарным названием КСПЭО с индексом. При обработке 600 скважин в терригенных и карбонатных коллекторах среднее увеличение дебита скважин составило 2 раза, а дополнительная добыча нефти составила 1000 т при успешности обработок 96,5 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяц.

В ЗАО «Норд Сервис» разработана технология реагентной разглинизации скважин в терригенных коллекторах, основанная на использовании порошкообразных реагентов с полярными значениями рН. При обработке 159 скважин среднее увеличение дебита скважин составило 2,1 раза, а дополнительная добыча нефти составила 1208 т при успешности обработок 88,7 %. При этом длительность эффекта обработки составила в среднем 9 месяц.

Технология акустической обработки скважин

Технология основана на преобразовании электрической энергии переменного тока в энергию упругих волн в интервале перфорации скважины с частотой колебаний 20 кГц . Высокая частота и малая длина ультразвуковой волны определяют её специфические особенности: возможность распространения направленными пучками и возможность генерации волн, переносящих значительную механическую энергию.

Факторами, обеспечивающими увеличение продуктивности (приёмистости) скважин при взаимодействии акустического поля с фазами горных пород, являются:

  • увеличение проницаемости пород в связи с изменением структуры пустотного пространства;
  • разрушение минеральных солеотложений;
  • акустическая дегазация и снижение вязкости нефти;
  • вовлечение в разработку низкопроницаемых и закольматированных пропластков пород продуктивного пласта;
  • ультразвуковой капиллярный эффект.

Особенности технологии:

  • обеспечивает сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца за ней;
  • используется мобильная малогабаритная аппаратура;
  • низкие затраты со стороны нефтедобывающей компании на технологическое обеспечение работ;
  • процесс воздействия является технически, физиологически безопасным и экологически чистым.

Время обработки одной скважины не превышает 8 часов.

Для акустической обработки в первую очередь рекомендуется выбирать скважины, удовлетворяющие следующим условиям:

  • снижение продуктивности (приёмистости) в процессе эксплуатации более, чем на 30%;
  • снижение продуктивности скважины после глушения более, чем на 30%;
  • фильтрационная неоднородность по мощности пласта;
  • коэффициент расчленённости более 2, изменение пористости по пропласткам боле 20%, изменение коэффициента проницаемости по пропласткам более 50%;
  • осутствие заколонных перетоков в скважине;
  • наличие перемычек мощностью более 1 м, разделяющих интервал перфорации от водонасыщенного пласта.

Аппаратура для акустической обработки скважин состоит из скважинного источника акустических колебаний и наземной геофизической станции, соединённых между собой кабелем, и наземного блока. Наземный блок содержит генератор и орган управления частотой и интенсивностью акустического поля, создаваемым скважинным генератором. В скважинном снаряде расположены трансформатор и преобразователь электрических колебаний в акустические (магнитострикционного или пьезокерамического типа), включающую тиристорный преобразователь частоты и скважинный акусти­ческий излучатель, спускаемый на геофизическом кабеле (например, КГ 3-67-180) или НКТ в интервал перфорации  продуктивного пласта. Производительность одного комплекта оборудования — 100 скважин.

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 непрерывный (монохроматическое излучение) и импульсный. При импульсном режиме шире спектр частот, что позволяет реализовать условия резонанса в обрабатываемой среде, и амплитудное значение энергии в импульсе существенно выше, чем в непрерывном. Генерацию акустических колебаний в одной точке в течение 15-30 минут. Шаг между точками расположения скважинного снаряда 1-2 м. После окончания обработки из скважины извлекают скважинный снаряд и приступают к освоению скважины. 

Отдельные сервисные компании, выполняющие акустическую обработку скважин: ООО “НПП ГЕТЭК”, ЗАО «Инеф», НТК «ГЕОС», ОАО «ОТО» др.

По данным Ю.Г.Пименова (ООО “НПП ГЕТЭК”) на рис.1 представлена характеристика изменения долевого участия пустот и проницаемостей после акустического воздействия (АВ), на рис.2 эффективность тестового акустического воздействия на породы пласта БС10 Федоровского месторождения.

Эффективность акустической обработки скважин различными сервисными компаниями представлена в табл. 1.

Таблица 1

Компания

Кол-во Скважин

Успешность, %

 

ТэфМесяц

ΔQ, т

ООО “НПП ГЕТЭК”

750

77,2

2,0

5

1410

НТК «ГЕОС»

78

77,0

-

4

1370

ЗАО «Инеф»

700

80,0

1,9

12

650

ОАО «ОТО»

305

80,0

2,0

8

973

Рис. 1

Характер изменения долевого участия эффективных пустот различного диаметра (D) в емкости (Si/S) и проницаемости (С) алевролита. А - до АВ, Б - после АВ

  • Si/S — отношение площади эффективных пустот i-ro диаметра кобщей площади исследуемой поверхности образца;
  • С — долевое    участие    эффективных    пустот    i-ro    диаметра    в проницаемости.


Рис.2

Эффективность тестового акустического    воздействия на породы пласта БС-10 Фёдоровского месторождения (выборка из 1500 скважин), где DQ - увеличение дебита скважин: DQ = [(QАВ – QН) / QН] х 100%. 

Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ)

Технология основана на использовании энергии высоковольтного электрического разряда в жидкой среде (эффект Юткина). Механизм электрогидравлического воздействия на прискважинную зону может быть представлен следующим образом. 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.

Ударная волна, распространяясь в прискважинной зоне, производит разрушение кольматирующих образований. Основными параметрами при электрогидравлической обработки, определяющим ее эффективность, являются давление ударной волны и число генерируемых импульсов вдоль интервала перфорации. Давление во фронте ударной волны при электрогидравлическом разряде на внутренние стенки перфорированной трубы диаметром 5² составляет 8 МПа.

Устройство для электрогидравлической обработки скважины состоит из наземной части и скважинного снаряда (ЭРА, СКИФ в различных модификациях), соединенных между собой геофизическим кабелем КГ-3. В наземную часть устройства входит преобразователь и каротажный подъёмник. Скважинный снаряд состоит из зарядного блока, емкостей накопителей (от 1 до 5 кДж), разрядника и электродной системы. Ресурс снаряда по импульсам 750000.

Схема электроразрядного устройства представлена на рис.3.

Рис.3 Электроразрядное устройство для обработки скважин

  1. преобразователь частоты;
  2. зарядный блок;
  3. ёмкостные накопители;
  4. разрядник;
  5. электродная система.

При электрогидравлической обработки скважины скважинный снаряд устанавливают в интервале обработки и начинают генерацию импульсов высокого напряжения с последовательным перемещением устройства вдоль интервала перфорации. При давлении ударной волны в стволе скважины в пределах 4-6 МПа достаточное количество импульсов на 1 погонный метр перфорированной толщи должно быть не менее 500. После обработки производят подъем скважинного снаряда и производят запуск скважины в эксплуатацию. Спуск и подъем скважинного снаряда осуществляется каротажным подъемником на геофизическом кабеле. В результате импульсного воздействия на прискважинную зону происходит увеличение проницаемости продуктивных пород и, как следствие этого, увеличение дебита (приемистости) скважины. Время обработки одной скважины 6-12 часов.

Электрогидравлическую обработку скважин проводят ЗАО «Объединение Бинар» и Институт импульсных процессов и технологий АН Украины. Успешность обработок составляет 85-90 %, увеличение дебита скважин составляет 2-4 раза, дополнительно получаемая нефть за счет обработок не превышает 526 т.

Азотно-импульсная обработка

Технология разработана в компании «TWIN Trading Company» и предназначена для избирательного воздействия импульсами давления на локольные участки наибольшей нефтенасыщенности в интервале перфорации скважины.

Областью применения технологии являются низкодебитные и простаивающие скважины. Эффект достигается за счёт восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны. Технология может быть использована в качестве профилактического средства повышения производительности действующих скважин при регламентной замене погружного оборудования, а также для увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Газогенераторы заряжаются азотом до давления 100 атм от любой азотной установки. Комплект погружных газогенераторов (6 шт.) 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 от выпуска сжатого азота от скважины. При этом в зависимости от состояния зоны обработки в широком диапазоне регулируются параметры импульсного воздействия по амплитуде, частоте и длительности импульсов. Продолжительность импульса генерируемого в интервале обработки 0,1 с. Количество обработок из одного генератора за один спуск составляет 2-4. Время обработки одно скважины, включая шаблонирование и привязку к зоне перфорации, не более 24 часов. Импульсы давления разрушают кольматирующие образования, увеличивая проницаемость прискважонной зоны.

Весь комплекс оборудования смонтирован в КУНГе автомобиля повышенной проходимости «Урал» и оснащен стыковочными узлами для обеспечения работы с оборудованием геофизической партии и бригадой ПРС (КРС). Расчетная длительность эксплуатации оборудования не менее 5 лет.

В Широтном Приобье на месторождениях компании «ЮКОС» успешность обработок 50-ти скважин составила 90 % Среднее увеличение дебита скважин составило 3,7 раза и дополнительное количество отобранной нефти за счёт обработки определилось равной 510 т.

Объемное волновое воздействие на месторождение (ОВВ)

При объемном волновом воздействии на поверхности месторождения нефти специальным образом создаются монохроматические колебания определенной амплитуды, распространяющихся в виде расходящегося конуса от поверхности до нефтяного пласта, охватывая объем в зоне радиусом 1.5-5 км от эпицентра воздействия.

Технология разработана в КБ прикладной геофизики СО РАН, ОАО «ЭЛСИБ» и   применяется для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи неоднородных продуктивных пластов с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости на разных стадиях эксплуатации месторождений. Радиус зоны воздействия от одного виброисточника составляет 3 км при глубине залегания продуктивных пластов 2,5-3 км. Выработанность запасов месторождения не более 70 %. Обводненность продукции: не свыше 70%. Термобарические условия: ограничений нет.

Технология имеет объемный характер воздействия на нефтяную залежь с поверхности и обеспечивает интенсификацию добычи нефти за счет ряда факторов, каждый из которых или в сочетании друг с другом может преобладать в определенных геолого-технических условиях и обеспечить дополнительную добычу 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, активизация систем макротрещин за счет вибрации и подвижки блоков, дегазация с вытеснением нефти газом из тупиковых пор, вовлечение в разработку обтекаемых водой нефтяных целиков. В результате такого рода комплексного воздействия происходит снижение влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу и приемистость продуктивных пластов, улучшается охват месторождения разработкой, снижается обводненность продукции при улучшении физико-химических свойств нефти. Продолжительность воздействия на залежь в цикле до года и более.

Для возбуждения волновых колебаний используются серийные виброисточники ВМ1, ВМ2, ВМ3, генерирующие колебания с частотой 8-18 Гц при амплитуде силы 260-600 кН (рис.4).

Рис.4. Конструктивная схема наземного виброисточника

  • пригрузы;
  • вибровозбудитель;
  • электродвигатель постоянного тока;
  • теристорная схема питания и управления;
  • платформа;
  • грунтовое основание глубиной 1 м.

Общая масса блока 72-82 т. Мощность, потребляемая одним возбудителем, составляет 60 кВт. Количество виброисточников на одном месторождении выбирается в зависимости от необходимой площади охвата месторождения или его участка.

ОВВ эффективно проводилось в терригенных и карбонатных коллекторах на 7-ми месторождениях нефти. 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%.

Вибро-волновое воздействие из одиночной скважины

Технология разработана в компании «Недра-ЭСТЭРН». Вибро-волновое воздействие на породы продуктивного пласта создается при работе штангового насоса, упирающегося в зупф скважины через специальный хвостовик и колонну труб. В результате вибро-волнового 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. 

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. При работе насоса генерируемые инфранизкочастотные упругие колебания формируют в пласте зону дилатации (разуплотнения), что улучшает фильтрационные характеристики пласта.

Технология эффективно реализуется при выполнении следующих условий: 
выработанность запасов месторождения 50 –70%, обводненность продукции 60-80 %, наличие в центре участка с радиусом 2 – 2,5 км хотя бы одной скважины, оборудованной ШГН, для использования ее в качестве возбуждающей.

Ограничений по литологическому составу коллектора, свойствам нефти, пластовому давлению и температуре не существует.

На 8-ми месторождениях нефти, включая Самотлорское, в радиусе воздействия на участке положительный эффект фиксировался в 75% добывающих скважин, в остальных 25% скважин дебит скважин происходит или снижение дебита или дебит не меняется. Увеличение общей добычи нефти по участку месторождения составляет 20-30 %.

Технология электрической обработки скважин

Технология электровоздействия предназначена для снижения обводненности добываемой жидкости на добывающих нефтяных скважинах, восстановления их производительности по жидкости, отсечки газовых конусов, а также для восстановления приемистости нагнетательных скважин. Объектом применения технологии являются как терригенные, так и карбонатные коллектора с глубиной залегания для первого типа установки до 2000 м, для второго типа — до 3000 м. Как правило, обработке электровоздействием подлежат скважины с обводненностью продукции 40-85%, дебитом по жидкости 10-85 м3/сут; неоднородные пласты с чередующейся высокой и пониженной пористостью.

Сущность технологии основана на том, что при пропускании через нефтяной пласт импульсов электрического тока происходит выделение энергии в тонких капиллярах. При этом, в случае, когда количество выделяемой энергии превышает некое пороговое значение, наблюдаются изменения структуры пустотного пространства микронеоднородной среды и пространственных структур фильтрационных потоков. В нефтяных скважинах наиболее вероятно происходит разрушение кольматанта и прилегающих слоев горной породы, процесс газовой кольматации, разрушение двойных электрических слоев, изменение поверхностного натяжения на границе раздела фаз. После окончания электровоздействия на пласт в результате изменения пространственной структуры фильтрационных потоков в породе обводненность добываемой оказывается значительно сниженной на длительный период времени.

В настоящее время электрическую обработку скважин активно проводят компании ЗАО «ТэкПро», ООО «НПО «Волгахимпрм», ЗАО «Гло-Бел Нефтесервис» и др. В общем случае для реализации технологии возможны несколько схем подключения к скважинам. На данный момент фактически используется схема подключения двух рядом расположенных скважин к колонным головкам. Источником питания специальной части электроаппаратуры служит дизель-генератор с понижающим трансформатором (до 120В, 3 фазы) или высоковольтный трансформатор, марки ТМ-400/10 (3 фазы, выход – 120В). Может также использоваться ЛЭП (6 или 10 кВ).  С выхода силового блока разнополярный импульсный ток (в соответствующих режимах) через силовые кабели общим сечением 480 кв. мм подается на металлическую арматуру устьев 2-х намеченных для электровоздействия скважин. Продолжительность электровоздействия на пласт составляет 20-30 часов. При этом отсутствует негативные воздействия на обсадные колонны и другое скважинное оборудование.

Разработана и начинает внедряться схема подключения к колонной головке одной скважины с использованием очага заземления. В качестве заземления используются 50 металлических стержней, задавливаемых в землю, которые в данном случае и выполняют роль второго электрода. Минимальное расстояние отнесения очага заземления составляет 400 м. Для уменьшения электрического сопротивления очага заземления область расположения стержней заливается соленой водой.

По схеме подключения 2-х скважин к обработки на месторождениях Западной Сибири ЗАО «ТэкПро» произвела обработку 450 скважин. Дебит скважины был увеличен в среднем в 2,5 раза при существенном снижении обводненности продукции. Продолжительность действия эффекта электровоздействия в среднем составило 32,4 месяца.

Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка

Технология разработана в ООО «КогалымНИПИнефть» и реализуется при помощи устройства «Декольмататор виброструйный» (ДКВС) (рис.5), позволяющий осуществлять закачку в призабойную зону пласта кислот или других реагентов путем многократных 
гидравлических ударов и вынос про­дуктов реакции в режиме виброструйного освоения. Устройство позволяет производить несколько циклов воздействия (закачки и вызова притока) за одну спускоподъемную операцию. При этом в каждом новом цикле увеличи­вается радиус обработки, и новая порция реагента воздействует на следую­щий слой ПЗП.

Конструктивно устройство состоит из следующих основных узлов: аккумулятора давления; пакера (механический); струйного насоса специальной конструкции. Дополнительными элементами устройства являются: шламоуловитель и контейнеры с автономными глубин­ными приборами регистрации давлений и температуры - ИМПС-11 (приборы не являются обязательными деталями компоновки). Конструкция струйного насоса содержит дополнительные клапанные устройства, позволяющие производить прямую прокачку через него по НКТ кислоты или других реагентов в пласт и обратный приток из пласта при за­качке в межтрубное пространство скважины. Устройство форсунки, диффу­зора, камеры смешения, обеспечивают заданную депрессию на пласт при от-борах от 5 до 40 м3/сут.

Принцип работы декольмататора основан на том, что в подпакерном пространстве в интервале перфорации периодически создается импульсное избыточное давление, при котором в пласт подается очередная порция зака­чиваемого реагента. Процесс происходит в режиме гидроудара, что облегчает проникновение реагента в пористую среду, приводит к разрушению кольма-танта и повышает эффективность воздействия. В раз­работанном устройстве величина импульса давления может варьироваться в пределах 2,0-10,0 МПа. Затем без проведения спуско-подъемных операций и без замены подземного оборудования производится запуск струйного насоса и осуществляется вынос продуктов разрушения и отработанного реагента из пласта.

Технология предназначена для комбинированной обработки скважин в низкопроницаемых (Кпр = 1÷20 мД) высокоглинистых (Сгл ≥ 8÷10%) коллек­торах, а также коллекторах средней и даже высокой проницаемости, фильт­рационные характеристики которых значительно - на порядок и более, сни­жены в процессе бурения, первичного вскрытия пласта или эксплуатации скважины.

В период с 2002 по 2006 год обработка призабойной зоны пласта уст­ройством ДКВС проведена на 17 скважинах в условиях низкопроницаемых глинистых пластов ЮВ1 Нивагальского, БВ82 Повховского и 2-3 БС10 Тевлинско-Русскинского месторождений.

Коэффициенты продуктивности скважин возросли в 2,3-5,9 раз. При­росты дебитов нефти в среднем составляют 8,4 т/сут, что в 2 - 5 раз выше обычных ОПЗ в аналогичных геологических условиях. Дополнительная до­быча нефти на сегодня составила в среднем 1129 т на скважино-обработку, что уже в 3 раза превышает результаты традиционной технологии ОПЗ, эф­фект продолжается.

Рис.5 Компоновка и основные узлы устройства ДВКС

Газодинамический разрыв пласта (ГДРП)

Технология разработана в ЗАО «Пермский инженерно-технический центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации используют твердотопливные генераторы давления (ТТГД) и жидкие термогазообразующие композиции (ЖТГК).

Механическое воздействие при ГДРП с применением ТТГД и ЖТГК осуществляется в два этапа. На первом этапе в результате сгорания полногабаритного ТТГД образуется импульс давления с крутым фронтом давления большой амплитудой Рмах и достаточно малым временем действия (доли секунд). Величина максимального давления превосходит давление разрыва пласта. В этом случае в пласте будет образовываться сетка мелких трещин. На втором этапе происходит сгорание ЖТГК, поджигаемого с помощью малогабаритного ТТГД, спускаемого через НКТ, или с помощью полногабаритного ТТГД при поднятой колонне НКТ. Сгорание ЖТГК характеризуется длительным временем действия (несколько секунд) и амплитудой давления, достаточной для разрыва пласта и увеличения длины и раскрытия (зияния) мелких трещин, образовавшихся при горении ТТГД на первом этапе.

При ГДРП скважинная жидкость, ЖТГК и продукты горения проникают в пласт под импульсным воздействием давления не путем фильтрации через пористую среду, а по естественным и вновь образованным трещинам, как клин расширяя и распространяя их вглубь пласта. Причем длина образующейся трещины больше длины самого клина. Образующиеся в пласте остаточные вертикальные трещины не требуют закрепления, как при ГРП, что обусловлено свойством горных пород необратимо деформироваться при динамическом нагружении и разгрузке. Оценки показывают, что длина остаточных трещин, образуемых при ГДРП, может достигать 25-30 м, а раскрытие (зияние) остаточных трещин составляет 2-8 мм.

Компоненты ЖТГК не загрязняют пласт и обладают разглинизирующими свойствами.

Тепловое воздействие продуктов горения зарядов ТТГД и ЖТГК состоит в растворении АСПО и снижении вязкости нефти в прискважинной зоне пласта путем передачи тепла от газообразных продуктов горения, температура горения которых в зоне горения может достигать соответственно 22500 и 14500 К.

Физико-химическое воздействие на пласт продуктов горения (СО2, СО, N2, HCl) проявляется в снижении коэффициентов вязкости и поверхностного натяжения нефти на границе с водой, частичном растворении карбонатов и пластового цемента.

При снижении давления в скважине и его пульсации происходит очистка трещин и перфорационных каналов от песчано-глинистых частиц и продуктов реакции.

Для проведения ГДРП выбирают скважины, удовлетворяющие следующим условиям. Коллектор: известняки, пористые трещиноватые доломиты, песчаники с прослоями аргиллитов, алевролитов и глин. Гидростатическое давление в интервале обработки: не менее 10 МПа. Статический уровень: не менее 200 м от устья скважины. Плотность перфорации: не менее 20-30 отв/м. В обсадной колонне нет повреждений. В интервале обработки нет незацементированных участков. Качественное сцепление цементного камня с колонной и горной породой. Глубина скважины более 1200 м.

При пластовой температуре до 1000С работы проводят с любыми марками ЖТГК и с генераторами ПГД-100, ПГРИ-100, ПГД-42Т. При пластовой температуре 100 -1500С работы проводят с марками ЖТГК термостойкими и с генератор типа ПГД-42Т.

Технология гидродинамического разрыва пласта применялась на месторождениях нефти в Западной Сибири, Волгоградской, Пермской и Калининградской областях, опробован во Вьетнаме, Китае, Литве и др.

При обработке 43 скважин 26 скважин были бездействующие. Среднее приращение дебита скважин в результате обработки составило 13,8 т/сутки и дополнительно получаемая нефть при одной скважино – операции составила 2525 т. При этом продолжительность действия эффекта находилась в пределах 6-18 месяцев.

Для рассматриваемых технологий ИДН в табл.2 представлены в порядке возрастания результаты оценки удельного веса затрат на 1 т дополнительно добытой нефти.

По ряду МАТХЕМ используемые в технической системе поля могут быть объединены, что приводит к синергизму действия, при котором совокупное действие полей превышает действие, оказываемое каждым полем в отдельности. Например, для рассматриваемых условий сочетание акустической обработки скважины с реагентной существенным образом увеличивает коэффициент массопереноса β в системе «раствор-кольматирующие образования», что повышает эффективность такого рода обработки скважины.   

Оценка эффективности технологий ИДН по удельному весу затрат на 1 т дополнительно добытой нефти

Технология

Технологические показатели

Стоимость

Скв-опер., тыс. руб

Удельный вес

 затрат, рубль на тонну

Количество

скважин

Успешность

обработок, %

Приращение

дебита, т/сутки

 

Продолжител.

эффекта,
 месяц

ΔQ на 1 скв.-опер., т

1.

Электрическая обработка скважин

450

92

13,1

32,4

6500

1000

154

2.

Газодинамический разрыв пласта

43

82,5

13,8

12

2525

500

198

3.

Акустическая обработка

1833

78,5

9,9

7,3

1101

300

272

4.

Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка

17

-

8,4

9,0

1129

350

310

5.

Реагентная обработка

1898

89,6

5,8

12,4

1106

350

316

6.

Гидравлический разрыв пласта

1578

70

12,5

43,7

8307

3500

421

7.

Электрогидравлическая обработка

50

87,5

5,1

7,2

522

425

814

8.

Щелевая разгрузка пласта

152

72,4

6,6

34

3397

2800

824

9.

Азотно-импульсная обработка скважин

50

90

5,1

6,1

470

450

957

10.

Вибро-волновое воздействие из одиночной скважины

36

75

-

10

1356

1800

1327

11.

Объемное волновое воздействие на месторождение

-

-

-

-

-

-

-

Журнал «Недропользование – ХХI век», 2007 год, №2
С. Н. Веселков, председатель правления Всероссийской Ассоциации «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков «АСБУР», д-р эконом. наук, проф.