Естественная проницаемость продуктивного пласта значительно ухудшается еще на стадии первичного строительства скважины, на которой происходит кольматация призабойной зоны скважины буровыми и цементировочными растворами.
В период эксплуатации скважины происходит кольматация ПЗП продуктами разрушения пласта, выпадения конденсата и асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), что приводит к дальнейшему снижению проницаемости продуктивного пласта.
Методы повышения производительности скважин
В настоящее время разработаны и применяются разнообразные методы повышения производительности скважин, основанные на физическом и химическом воздействии на пласт: тепловые, кислотные, щелочные обработки или их комбинации.
Отдельно, как наиболее эффективный метод, позиционируется гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Однако этот метод ограничен в применении, особенно на нефтяных месторождениях с высоким содержанием парафина и угрозой последующего увеличения обводненности пласта.
Газодинамические методы повышения производительности скважин
Наиболее эффективным методом стимулирования скважин является газодинамический разрыв пласта с применением горюче-окислительных составов (ГОС) и пороховых генераторов давления (ПГД).
Данная технология позволяет осуществить не только механическое, но также термическое и физико-химическое воздействие на призабойную зону.
К тому же при сгорании зажигательное устройство и горюче-окислительный состав полностью превращаются в газообразные продукты.
Технология газодинамического разрыва пласта предназначена для воздействия на призабойную зону пласта как добывающих, так нагнетательных и разведочных скважин с гидростатическим давлением не менее 10 МПа и пластовой температурой не более 150°С.
Газодинамический разрыв пласта с применением горюче-окислительных составов (ГОС)
Основные преимущества данной технологии состоят в том, что она позволяет в широких пределах изменять динамику нагружения горных пород и создавать напряженное состояние в пласте со скоростью 10-106 МПа/с.
В результате образующиеся трещины не требуют закрепления.
Это обусловлено свойствами горных пород при высокоскоростных нагрузках необратимо деформироваться.
В настоящее время наиболее совершенные системы гидроразрыва пласта обеспечивают скорости нагружения горных пород не более 1 МПа/с, чем обусловлена необходимость закрепления трещин.
Однако, для эффективного инициирования трещинообразования в нефтяных и газовых коллекторах значение указанного параметра должно быть 102-105 МПа/с.
Метод предусматривает закачивание и сжигание в скважине в зоне продуктивного пласта жидких горюче-окислительных составов с целью создания в пласте одной или нескольких протяженных трещин под действием высокого давления газообразных продуктов.
Объем горюче-окислительного состава, закачиваемого в скважину, определяется геолого-техническими условиями обрабатываемых объектов и обычно составляет 0,7-1,5 м3.
Состав горюче-окислительных составов (ГОС):
- 50-60 % минерального окислителя,
- 10-20 % органического водорастворимого горючего,
- 30-35 % воды (как растворителя 2х первых компонентов).
Температура в зоне горения ГОС превышает 10000°С, а избыточное давление может достигать 60 МПа.
Продолжительность положительной фазы импульса создаваемого давления изменяется от 5 до 10 с, в зависимости от термобарических условий скважины и количества горюче-окислительного состава.
В качестве воспламенителя применяются специальные мало-габаритные зажигательные устройства, спускаемые через насосно-компрессорные трубы.
ЭТАПЫ газодинамического разрыва пласта с применением ГОС
ГАЗОДИНАМИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ В 3 ЭТАПА:
- Происходит собственно разрыв пласта давлением, создаваемым газообразными продуктами сгорания горюче-окислительного состава и образованием «техногенных» трещин.
- Осуществляется воздействие на породы пласта температурой и циклическими колебаниями столба жидкости в скважине, возникающими после сгорания горюче-окислительного состава и порохового генератора, что приводит к очистке созданных трещин и перфорационных отверстий от обломков пород, расплавленных углеводородных соединений и продуктов химических реакций. Длительность импульсного воздействия составляет не менее 10 с.
- Циклическое воздействие колеблющегося столба жидкости способствует очистке поровых каналов.
Газодинамический разрыв пласта характеризуется небольшой продолжительностью и возможностью регулирования величины воздействия.
Считается, что технология газодинамического разрыва пласта приводит к образованию трещин протяженностью до 30 м с остаточным раскрытием до 3 мм.
Технология газодинамического разрыва пласта сочетает в себе преимущества механического, термического и физико-химического воздействия.
Технология позволит создать не только протяженные трещины, но и произвести очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора, а также осуществить термодеструкцию керогена в прискважинной зоне, что не только увеличит дебит добывающих, но и позволит включить в работу значительный процент бездействующих скважин.
Термогазохимическое воздействие (ТГХВ) на пласт
Метод газодинамического разрыва пласта включает в себя технологию термогазохимического воздействия (ТГХВ) на пласт, разработанную в Институте горной механики (ВНИМИ, Санкт-Петербург) и Институте прикладной химии (ГИПХ, Санкт-Петербург) и защищенную патентами РФ №№ 2100584, 2328594, 2168008 .
В 2008 г. были проведены опытно-промышленные работы по ТГХВ с применением горючих окислительных составов на водной основе в скважинах Восточно-Сургутского и Быстринского месторождений.
Суммарный дебит скважин по нефти увеличился с 21,1 т/сут. до 41, 7 т/сут.
Работы были продолжены в 2009 г. в горизонтальных скважинах и скважинах с боковыми горизонтальными стволами, в которых другие химические и механические методы обработки призабойной зоны пласта не дали ожидаемого результата.
В 2х скважинах Восточно-Сургутского месторождения, эксплуатирующих пласт ЮС-2, проведенные ранее работы по гидроразрыву пласта были отмечены как не эффективные.
В скважине № 3001 ГРП проводили дважды в 2004 г. и в 2005 г., однако результат оказался ниже ожидаемого.
После проведения ТГХВ в ноябре 2008 г. дебит скважины по жидкости увеличился с 20 до 30 м3/сутки, по нефти – с 11,4 до 15,3 т/сут.
По скважине № 582 результат ГРП (сентябрь 2008г.) признан неуспешным: вместо расчетных 52 т в пласт вошло только 3,6 т проппанта.
После проведения в ноябре 2008 г. ТГХВ дебит скважины по жидкости вырос с 5 до 12 м3/сут., по нефти – с 3,5 до 8,7 т/сут.
Суммарный дебит 10-ти скважин (из общего количества 14), где ТГХВ признаны эффективными, до проведения воздействия составлял 54,3 т/сут. нефти, после воздействия составлял 127,5 т/сут.
Длительность эффекта от ТГХВ варьируется от 92 до 669 суток (данные ТО СургутНИПИнефть).
Способ энергетического разрыва пласта (ЭнРП)
Термогазохимическое воздействие на пласт с помощью водных горючих окислительных составов лежит в основе стимулирования нефтяных скважин способом энергетического разрыва пласта (ЭнРП), разработанного в Институте химической физики РАН (г. Москва) и защищенного патентами РФ № 2154733 и № 2178073.
Способ ЭнРП реализуется в 3х версиях:
- Версия 1 (одностадийный ЭнРП): предназначена для стимулирования скважин с высоким пластовым давлением (приведенная депрессия ∆ Р/Н < 25-30 атм/км ),
- Версия 2 (двустадийный ЭнРП с кислотной обработкой): предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в карбонатных коллекторах,
- Версия 3 (Двустадийный ЭнРП с проппантом): предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в терригенных коллекторах.
Обработка скважин по Версии 1 приводит к образованию разрывов пласта.
Для увеличения притока нефти необходимо, чтобы разрывы не смыкались в процессе эксплуатации скважин.
Силы, стремящиеся сомкнуть разрывы, возникают при фильтрации нефти к разрывам.
Эти силы пропорциональны разнице давлений нефти в пласте и в скважине, т.е. депрессии ∆ Р.
Подвижкам пласта при смыкании препятствуют силы трения, пропорциональные горному давлению, возрастающему с увеличением вертикальной глубины скважины Н.
При этом отношение смыкающих сил и сил препятствующих смыканию, пропорционально параметру ∆Р/Н, названному приведенная депрессия.
При малом значении ∆ Р/Н разрывы не смыкаются, с ростом ∆Р/Н до критических значений происходит смыкание разрывов.
Версия показывает увеличения дебита нефти на 100% и более в скважинах с высоким давлением нефти в пласте (фонтанирующие или газлифтные скважины).
В скважинах с низким пластовым давлением, в которых ток нефти осуществляется принудительно с помощью насосов (механизированные скважины) эффективность Версии 1 не превышает 15%.
Причина недостаточной эффективности ЭнРП связана со смыканием образованных разрывов в процессе эксплуатации скважин с низким пластовым давлением (приведенная депрессия ∆ Р/Н >30 атм/км).
Способ энергетического разрыва пласта Версия 2 (двустадийный ЭнРП с кислотной обработкой):
Версия предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в карбонатных коллекторах.
Использование насосов в механизированных скважинах приводит к значительному понижению уровня нефти в скважине (большой приведенной депрессия ∆Р/Н > 30 атм/км).
Последнее вызывает подвижки пласта и смыкание разрывов.
Для повышения эффективности ЭнРП в механизированных скважинах необходимо выполнить обработку разрывов, предотвращающую их смыкание.
Для карбонатных коллекторов эффективна кислотная обработка.
Кислота увеличивает объем разрывов и обеспечивает их сохранение после завершения подвижки пласта.
Стимулирование выполняется в 2 стадии.
На 1й стадии создают разрывы пласта по Версии 1.
На 2й – созданные разрывы обрабатывают кислотой.
Способ энергетического разрыва пласта Версия 3 (Двустадийный ЭнРП с проппантом)
Версия предназначена для стимулирования скважин с низким пластовым давлением в терригенных коллекторах.
Для повышения эффективности ЭнРП в механизированных скважинах с терригенными коллекторами необходима фиксация разрывов проппантом.
Стимулирование таких скважин выполняется в 2 стадии.
На 1й стадии создают разрывы пласта по Версии 1.
На 2й – в созданные разрывы закачивают гель с проппантом.
В отличие от гидроразрыва пласта гель закачивается в уже созданные разрывы при малом давлении (десятки атмосфер), что позволяет использовать для закачки стандартное оборудование, тогда как в ГРП закачка осуществляется при давлении в сотни атмосфер, необходимом для разрыва пласта и требует использования дорогостоящего нестандартного оборудования.
Ограничения метода газодинамического разрыва пласта с применением ГОС на водной основе
Газодинамический (ТГХВ) и энергетический методы разрыва пласта основаны на применении горючих окислительных составов на водной основе и отличаются лишь способом инициирования ГОС (пороховые генераторы давления, детонирующие шнуры, воспламенители).
Эти методы стимулирования скважин весьма эффективны при невысокой стоимости, однако до настоящего времени не получили широкого применения в нефтегазодобыче.
Одной из причин этому является использование в качестве горюче-окислительных составов водных растворов аммиачной селитры и водорастворимого горючего компонента (спирты, карбамид и т.п.).
Технические параметры указанных ГОС (достигаемая при горении температура и давление, скорость нагружения горных пород) определяются поддержанием оптимального рецептурного состава.
Осуществить это при использовании водных растворов ГОС в условиях обводненных скважин весьма затруднительно.
Горюче-окислительные составы на основе обратных эмульсий
Принципиально иная ситуация возникает при использовании горюче-окислительных составов в виде обратных эмульсий («вода в масле»), представляющих собой дисперсию водного раствора селитр в углеводородном компоненте.
Получение таких эмульсий может быть организовано на оборудовании, которое используется для приготовления гиброфобно-эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе.
Горюче-окислительные составы в виде обратных эмульсий имеют ряд преимуществ по сравнению с водными растворами ГОС:
-
Водоустойчивость, что обеспечивает постоянство состава и требуемые физико-химические параметры,
-
Возможность регулировки плотности и вязкости в заданных пределах,
-
Включение в состав ГОС компонентов, обеспечивающих при термогазохимическом воздействии на пласт щелочную или кислотную обработку ПЗП,
-
Высокую стабильность и низкую температуру замерзания обратных эмульсий,
-
Получение качественных горюче-окислительных составов в виде обратных эмульсий обеспечиваются применением специальных эмульгаторов обратных эмульсий.
