Увелич газонефтеотдачи

Введение

  Эффективность извлечения нефти и газа из нефтегазоносных  пластов современными, промышленно  освоенными методами разработки во всех нефтегазодобывающих странах на сегодняшний день считается неудовлетворительной, притом что потребление нефтегазопродуктов во всем мире растет из года в год. Средняя  конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40%.

  Например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии средняя  нефтеотдача пластов составляет 24–27%, в Иране – 16–17%, в США, Канаде и Саудовской Аравии – 33–37%, в странах  СНГ и России – до 40%, в зависимости  от структуры запасов нефти и  применяемых методов разработки.

  Остаточные  или неизвлекаемые промышленно  освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55–75% от первоначальных геологических запасов  нефти в недрах

  Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтегазодобычи, позволяющих значительно увеличить  нефте- и газоотдачу уже разрабатываемых  пластов, на которых традиционными  методами извлечь значительные остаточные запасы нефти уже невозможно.

  В настоящее  время по различным причинам в  российских регионах (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, север Европейской  части РФ) простаивает более 250 тысяч  скважин. Для интенсификации добычи нефти и газа, повышения нефтегазоотдачи  пластов на разных этапах разработки месторождений углеводородов широко применяются различные по эффективности  технологии и методы воздействия. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Методы воздействия  на продуктивные пласты

Так, закачка больших  объемов воды приводит к выпадению  неорганических солей в самых  пластах и прискважинной зоне. Применение кислотной обработки, использование  поверхностно-активных веществ (ПАВ), особенно органических добавок или углеводородов  или их продуктов, экологически небезопасно  и приводит к разрушению нефтепромыслового  оборудования. Применение тепловых методов, и особенно внутрипластовое горение, сопровождается усиленным разрушением  продуктивных коллекторов и выносом  песка, ростом агрессивности добываемой продукции за счет продуктов горения, образованием в пласте стойких водонефтяных эмульсий и т.п.

Достаточно эффективным  стало применение гидроразрыва пластов (ГРП) для создания глубоких дополнительных каналов в пласте. Благодаря этому  воздействию изменяются характеристики не только призабойной зоны, но и  самого пласта; за счет этого соседние скважины интенсифицируют свой режим  работы. 

Однако эта технология требует значительных затрат, сложного компрессорного оборудования и при  воздействии в зонах вблизи водонефтяного  контакта (ВНК) чаще всего вместо нефти  получают воду. Среди физических методов  предпочтение отдается акустическому  воздействию на продуктивный пласт. 

  Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

   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 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.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  Тепловые методы

  Нагнетание  в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

  Метод внутрипластового горения (рис. 7.11) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

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:

1. кислотного действия, растворяющая способность которых основана на кислотных свойствах водного раствора, определяемых концентрацией ионов водорода;
2. окислительно-восстановительного действия, реакции которых основаны на переносе электронов от восстановителя к окислителю, что сопровождается изменением фазового состояния компонентов, входящих в состав реагирующих веществ;
3. комплексного действия, обеспечивающие образование растворимых комплексных соединений с участием моно- и поливалентных металлов;
4. 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

  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

  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 %.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  Технология  электрической обработки  скважин

  Технология  электрической обработки скважин предназначена для снижения обводненности добываемой жидкости на добывающих нефтяных скважинах, восстановления их производительности, отсечки газовых конусов, а также для восстановления характеристик нагнетательных скважин. Объектами применения технологии являются как терригенные, так и карбонатные коллектора с глубиной залегания до 2000 м и 3000 м соответственно.

  Как правило, обработке подлежат скважины с обводненностью продукции 40-85% и дебитом по жидкости 10-85 м³/сутки при неоднородных пластах 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. Когда количество выделяемой энергии  превышает некое пороговое значение, наблюдаются изменения структуры  пустотного пространства микронеоднородной  среды и пространственных структур фильтрационных потоков.

  В скважинах  происходят разрушение кольматанта  и прилегающих слоев горной породы, газовая кольматация, 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 нефти  оказывается значительно сниженной  на длительный период времени.

  В общем  случае для реализации технологии возможны несколько схем подключения к  скважинам. Чаще используется схема  подключения двух рядом расположенных  скважин к колонным головкам. Источником питания служит дизель-генератор  с понижающим трансформатором или  высоковольтный трансформатор. С выхода силового блока разнополярный импульсный ток через силовые кабели подается на металлическую арматуру устьев двух 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 заземления. В качестве заземления используются 50 металлических  стержней, которые выполняют роль второго электрода.

  По схеме  подключения двух скважин на месторождениях Западной Сибири произвели обработку 450 скважин. Их дебит был увеличен в среднем в 2,5 раза при существенном снижении обводненности продукции. Продолжительность действия эффекта  в среднем составило 32,4 месяца.  
 
 

  Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная  обработка

  Технология  реализуется при помощи виброструйного декольмататора, разрушающего кольматирующие образования закачкой в призабойную  зону кислот или других реагентов  путем многократных гидравлических ударов и выноса на поверхность про-дуктов реакции. Устройство позволяет производить  несколько циклов воздействия (закачки  и вызова притока) за одну спускоподъемную  операцию. При этом в каждом новом  цикле увеличи-вается радиус обработки, и новая порция реагента воздействует на следующий слой.

  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 зака-чиваемого  реагента (подпакерное пространство – внутренний объём скважины, расположенный  под пакером - уплотнительным элементом, создающим герметичный контакт  трубы с коллекторм).

  Процесс происходит в режиме гидроудара, что  облегчает проникновение реагента в пористую среду, приводит к разрушению кольматанта и повышает эффективность  воздействия. В раз-работанном устройстве величина импульса давления может варьироваться  в пределах 2,0-10,0 МПа. Затем без  проведения спускоподъемных 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 высокоглинистых коллек-торах, а  также коллекторах средней и  даже высокой проницаемости, фильт-рационные  характеристики которых значительно - на порядок и более - снижены  в процессе бурения, первичного вскрытия пласта или эксплуатации скважины.

  В период с 2002-го по 2006 год обработка призабойной  зоны пласта этим способом проведена  на 17 скважинах. Коэффициенты их продуктивности возросли в 2,3-5,9 раз. При-росты дебитов  нефти в среднем составили 8,4 т/сутки. Дополнительная до-быча нефти составила  в среднем 1129 т на скважино-обработку, что в 3 раза превышает результаты традиционной обработки призабойной (перфорированной прискважинной) зоны.  
 
 
 
 
 
 

  Газодинамический  разрыв пласта (ГДРП)

  Технология  разработана в ЗАО «Пермский  инженерно-технический центр «ГЕОФИЗИКА». Для её реализации используют твердотопливные  генераторы давления с сжиганием  пороха и жидкие термогазообразующие  композиции.

  Механическое  воздействие при ГДРП осуществляется в два этапа. На первом этапе твердотопливные  генераторы давления создают импульс  давления с крутым фронтом большой  амплитуды 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 композиции.

  Сгорание  характеризуется длительным временем действия (несколько секунд) и амплитудой давления, достаточной для разрыва  пласта и увеличения длины и раскрытия (зияния) мелких трещин, образовавшихся при горении на первом этапе.  
При ГДРП скважинная жидкость, термогазообразующие композиции 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.