Проявления геомеханических процессов обнаружены при разработке многих месторождений нефти и газа в мире. Эти явления вызывают просадки дневной поверхности, техногенные землетрясения, осложнения при бурении и эксплуатации скважин [1].
Согласно [2], при разработке многих месторождений вследствие значительного снижения пластового давления происходят необратимые деформации коллекторов. При этом величины необратимой деформации определяются не только тем, насколько снизилось пластовое давление, но также палеоглубиной и современной глубиной залегания пластов, литологическим составом пород, длительностью воздействия дополнительных нагрузок на продуктивные отложения. Экспериментальные исследования [2] показали, что при создании высокой депрессии на пласт происходят необратимые процессы снижения проницаемости, пористости и продуктивности во времени.
Однако при снижении пластового давления продуктивность не всегда необратимо уменьшается. Под руководством д.т.н., профессора С.Н. Закирова для условий карбонатного коллектора месторождения Тенгиз были выполнены специальные эксперименты [3].
На рис. 1 представлена зависимость коэффициента продуктивности (отношения дебита к перепаду давления) от изменяющегося внутрипорового (пластового) давления, определенная на одном из исследованных кернов месторождения Тенгиз [3].
На рис. 1 точка 1 соответствует моменту начала эксперимента по определению зависимости коэффициента продуктивности от изменяющегося внутрипорового давления на керне месторождения Тенгиз. Точка 2 – окончание первого этапа снижения давления, точка 3 – максимальное давление при его обратном увеличении. Точка 4 – окончание этапа повторного снижения давления.
РИС. 1. Зависимость коэффициента продуктивности от изменяющегося внутрипорового давления в экспериментах на керне месторождения Тенгиз [3]
За счет обжима образца керна моделировали реальные величины горного давления (до 100 МПа), а давлением жидкости в порах образца моделировали пластовое давление (до 60 МПа). Создание и изменение депрессии также реализовывали путем изменения порового давления флюида при постоянном давлении обжима керна. В данном эксперименте происходило снижение пластового (внутрипорового) давления (отрезок 1–2), обратное повышение давления (отрезок 2–3) и повторное его снижение (отрезок 3–4). Направление изменения коэффициента продуктивности в процессе эксперимента показано стрелками. При заданных значениях эффективного давления определяли величину коэффициента продуктивности. Динамика изменения коэффициента продуктивности в эксперименте, представленном на рис. 1, напрямую связана с изменением проницаемости керна.
Эти результаты объясняются следующим образом. При увеличении эффективного напряжения (при снижении внутрипорового давления) в керне под действием сдвиговых деформаций формируются микро- и макротрещины, а при снижении эффективного напряжения (при повышении внутрипорового давления) они раскрываются, что и приводит к росту проницаемости.
Кроме того, в качестве одного из примеров промысловой практики можно привести эксплуатацию скважины № 36 Сосновского нефтяного месторождения Белоруссии (интервал перфорации 2 736–2 758 м, тип коллектора – карбонатный, эксплуатационный горизонт – межсолевой задонский) [4]. Первоначальное пластовое давление составляло около 30 МПа. Несмотря на снижение пластового давления до 11,7 МПа при эксплуатации скважины различными способами, в том числе установками ЭЦН5-80-1550 и ЭЦН5-125-1200 без газосепараторов и с газосепараторами, продуктивность скважины не уменьшалась, коэффициент продуктивности составлял 156 м3/(сут·МПа).
Природные проявления геомеханических процессов могут в определенных условиях приводить к интенсификации добычи нефти при эксплуатации скважин.
Рассмотрим эти проявления, имевшие место при периодической добыче нефти на одном из месторождений севера Европейской части России с карбонатным коллектором.
Месторождение находится в труднодоступной местности. На сегодня отсутствует промысловая и внешняя инфраструктура, к месторождению нет автодорог и нефтепровода. Поэтому добыча нефти на стадии опытно-промышленной эксплуатации производится лишь в зимнее время. Нефть вывозится автотранспортом по зимнику. Система поддержания пластового давления отсутствует. Все скважины практически безводные. Весной добывающие скважины останавливают и запускают их вновь в работу при наступлении следующей зимы. Глубина залегания основного продуктивного пласта составляет около 3 000 м, начальное пластовое давление 32,1 МПа, начальная пластовая температура 61 0С, давление насыщения 8,1 МПа, газосодержание нефти 51,9 м3/т, вязкость нефти в пластовых условиях 6,5 мПа·с.
Одна из скважин месторождения оборудована установкой погружного центробежного насоса ЭЦН4-80-2300, спущенной на глубину 2 350 м с термоманометрической системой ТМС. Зависимости дебита этой скважины от забойного давления при эксплуатации в 2016 и 2017 годах приведены на рис. 2.
При понижении забойного давления в скважине в 2016 году происходило резкое уменьшение дебита. Поскольку забойные давления были выше давления насыщения, данный факт падения продуктивности объясняется смыканием естественных трещин в карбонатном коллекторе под действием силы горного давления (веса вышележащих пород) при уменьшении забойного давления.
Затем в скважине, простоявшей после остановки в 2016 году несколько месяцев, забойное и пластовое давления возросли. После запуска в работу в январе 2017 года были получены данные, свидетельствующие о том, что зависимость дебита от забойного давления в 2017 году не совпала с данными 2016 года.
В 2017 году более высокие дебиты достигались при меньших депрессиях на пласт, что наглядно показано на рис. 3 и 4. При этом значения давления у входа в насос в 2017 году были существенно выше, чем в 2016 году. Следовательно, в 2016 году под действием силы горного давления происходило не только смыкание естественных трещин, но и образование новых трещин в призабойной зоне при эксплуатации скважины установкой ЭЦН с большими значениями депрессии на пласт. Затем, после остановки скважины, в течение нескольких месяцев по мере роста забойного (и пластового) давления происходило раскрытие новых микро- и макротрещин. Это природное проявление геомеханического воздействия повысило продуктивность скважины и позволило интенсифицировать добычу нефти.
Фактические данные подтверждают, таким образом, возможность увеличения производительности скважин за счет природных проявлений геомеханического воздействия в карбонатных коллекторах, обычно отличающихся определенной хрупкостью и склонностью к трещиноватости.
РИС. 2. Зависимости дебита скважины от забойного давления (в 2016 и 2017 годах)
РИС. 3. Сопоставление динамики дебитов скважины в 2016 и 2017 годах
РИС. 4. Сопоставление динамики давлений у входа в насос при эксплуатации скважины в 2016 и 2017 годах
Чтобы не уповать только на природные проявления, необходимо разрабатывать технологии, позволяющие проводить целенаправленное геомеханическое воздействие на призабойную зону с целью интенсификации добычи нефти, увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин не только для карбонатных, но и для плотных терригенных коллекторов.
Одной из таких технологий является разработанная в ИПМех РАН технология направленной разгрузки пласта (георыхления), в которой депрессия создается на забое скважины в процессе её подземного ремонта с помощью струйного насоса [5]. Этот метод успешно применялся на ряде месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «Лукойл-ПЕРМЬ», АО «РИТЭК», ПАО «НГК Славнефть» в Западной Сибири и Пермской области при освоении, капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Однако в настоящее время данная технология вследствие ряда недостатков не используется в нефтяной промышленности.
Для будущего развития хорошие перспективы имеет новая технология повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины без глушения [6].
В предлагаемом способе, включающем создание вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления, забойное давление снижают постепенно до минимально технологически возможной величины за счет использования заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт и возможность последующей эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины в проектном режиме, при этом последующий рост забойного давления осуществляют путем постепенного снижения депрессии до остановки скважины, после чего переходят к эксплуатации в проектном режиме добычи или закачки без глушения скважины.
На рис. 5 приведены некоторые варианты компоновок оборудования для нового метода геомеханического воздействия без глушения скважины.
Компоновка может содержать погружной струйный насос 1 с возможностью смены проточной части гидравлическим способом или канатной техникой, устьевую арматуру 2, наземный силовой насос 3 и сепаратор 4. Насос 1 спущен в скважину 5, пробуренную на пласт 6, на насосно-компрессорных трубах 7. Затрубное пространство перекрыто пакером 8. На приеме насоса 1 установлен глубинный манометр 9, показания которого по кабелю 10 передаются на вторичный прибор 11, расположенный на поверхности земли. На выходе сепаратора 4 установлена выкидная линия 12.
РИС. 5. Схемы некоторых компоновок для реализации нового метода геомеханического воздействия без глушения скважины [5]: 1 – погружной струйный насос с возможностью смены проточной части гидравлическим способом или канатной техникой, 2 – устьевая арматура, 3 – наземный силовой насос, 4 – наземный сепаратор, 5 – скважина, 6 – пласт, 7 – НКТ, 8 – пакер, 9 – глубинный манометр, 10 – геофизический кабель, 11 – вторичный прибор, 12 – выкидная линия, 13 – установка погружного центробежного насоса, 14 – погружной двигатель с ТМС, 15 – кабель, 16 – станция управления с частотным преобразователем, 17 – газосепаратор
В способе возможно также применение компоновки, включающей установку погружного центробежного насоса 13, спущенную на насосно-компрессорных трубах 7 в скважину 5, пробуренную на пласт 6. Электроэнергия к погружному двигателю 14 с термоманометрической системой подводится по кабелю 15. Установка 13 может быть снабжена станцией управления с частотным преобразователем 16. Установка погружного центробежного насоса 13 может спускаться в скважину 5 не только на насосно-компрессорных трубах 7, но и на кабель-канате, что ускоряет спуско-подъёмные операции. В состав установки погружного центробежного насоса 13 может входить также газосепаратор 17. Скважина 5 снабжена устьевой арматурой 2 и выкидной линией 12.
При использовании заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования с применением струйного насоса 1 нагнетают рабочую жидкость насосом 3 через устьевую арматуру 2 и колонну насосно-компрессорных труб 7 в рабочее сопло струйного насоса 1, который создает депрессию в зоне под пакером 8 и откачивает продукцию из пласта 6. Смешанный поток рабочей жидкости и откачиваемой продукции направляется по затрубному пространству между эксплуатационной колонной скважины 5 и насосно-компрессорными трубами 7 на поверхность и далее – в сепаратор 4, откуда пластовая продукция идет в выкидную линию 12, а рабочая жидкость – на прием насоса 3. При этом осуществляют контроль забойного давления с помощью глубинного манометра 9. Информация с него передается по кабелю 10 на вторичный прибор 11.
Забойное давление снижают постепенно, повышая с помощью насоса 3 расход рабочей жидкости через сопло струйного насоса 1, который увеличивает депрессию на пласт 6. Забойное давление снижают до минимально технологически возможной величины, обеспечивающей создание глубокой депрессии на пласт.
В процессе снижения забойного давления осуществляют непрерывный пассивный сейсмомониторинг наземными датчиками или датчиками, размещаемыми в соседних остановленных скважинах. По данным оперативной интерпретации сейсмомониторинга отслеживают начало и развитие процесса формирования вокруг скважины вторичной трещиноватости.
После прекращения процесса формирования микро- и макротрещин депрессию постепенно снижают до полной остановки скважины. Это осуществляют, уменьшая с помощью насоса 3 расход рабочей жидкости через сопло струйного насоса 1, что приводит к снижению депрессии на пласт 6.
После этого переходят к эксплуатации в проектном режиме добычи без глушения скважины. При необходимости замены проточной части струйный насос 1 извлекают на поверхность гидравлическим способом – переключением с прямой закачки рабочей жидкости на обратную. Это можно сделать также с помощью канатной техники. Затем спускают на забой скважины струйный насос 1 с другой проточной частью, обеспечивающей эксплуатацию в проектном режиме добычи. Все это проводят без глушения скважины. После смены струйного насоса 1 скважину 5 запускают в работу, а затем останавливают и кратковременно испытывают со снятием кривой восстановления забойного давления (КВД). Из данных исследований определяют коэффициент проницаемости и величину скин-фактора.
В случае необходимости последующей работы скважины 5 в качестве нагнетательной из нее извлекают струйный насос 1 без глушения, а затем осуществляют закачку воды в пласт 6 из водовода высокого давления через устьевую арматуру 2 и насосно-компрессорные трубы 7.
Скважину 5 пускают в эксплуатацию с проектной функцией (добычи или закачки) на разных режимах с постепенным наращиванием депрессии/репрессии на пласт и осуществлением сейсмомониторинга. В результате определяют оптимальную величину депрессии/репрессии и при необходимости корректируют ранее запланированные параметры проектного режима эксплуатации.
В случае горизонтальной скважины 5 для горизонтального ствола в продуктивном пласте 6 применяют хвостовик с щелевидными отверстиями.
При использовании заранее подобранной компоновки скважинного и наземного оборудования с применением УЭЦН снижение забойного давления осуществляют путем откачки пластового флюида из скважины 5 установкой погружного центробежного насоса 13. При этом контролируют забойное давление с помощью расположенной в погружном двигателе 14 термоманометрической скважинной системы, передающей информацию по кабелю 15 на вторичный прибор станции управления 16. С помощью частотного преобразователя станции управления 16 меняют режимы работы установки погружного центробежного насоса 13, регулируя таким образом процесс создания депрессии на пласт. В случае высокого газового фактора для защиты от вредного влияния свободного газа устанавливают газосепаратор 17, отделяющий свободный газ и направляющий его в затрубное пространство. В одном из вариантов способа с целью снижения времени и затрат на спуск оборудования используют компоновку, включающую установку погружного центробежного насоса 13, спускаемую в скважину 5 на кабель-канате.
После завершения процесса создания микро- и макротрещин в пласте в вышеприведенных вариантах реализации способа скважину останавливают.
Затем, после стабилизации устьевого давления, скважину вводят в эксплуатацию с непрерывным снижением забойного давления. При использовании описанных вариантов компоновок забойное давление можно снижать до 0,5–1 МПа.
Далее скважину эксплуатируют на разных режимах с постепенным наращиванием депрессии/репрессии на пласт и осуществлением сейсмомониторинга. В результате определяют оптимальную величину депрессии/репрессии и при необходимости корректируют ранее запланированные параметры проектного режима эксплуатации.
Кроме того, осуществляют запись и интерпретацию данных КВД/КПД (кривой падения давления в нагнетательной скважине) для оценки изменения значений проницаемости и скин-фактора.
Затем вводят скважину в эксплуатацию в соответствии со скорректированным проектным режимом по депрессии/репрессии.
В технологии могут быть использованы струйные насосы [7, 8], обеспечивающие глубокие депрессии на пласт, установки погружных центробежных насосов с сепараторами механических примесей [9] и другие компоновки.
Техническое решение [6] может быть усилено за счет роста амплитуды изменения забойного давления при геомеханическом воздействии путем циклического снижения и повышения забойного давления. Воздействие при этом будет реализовываться путем повторяющихся циклов снижения и роста забойного давления. Каждый из них состоит из этапов создания максимально технологически возможной депрессии на пласт, поддержания данного давления на период 1-2 суток, закрытия устья скважины и снятия кривой восстановления давления, принудительного повышения забойного давления путем нагнетания в скважину газа или жидкости до достижения стационарной величины технологически реализуемого максимального забойного давления, поддержания данного давления на период 1-2 суток, снижения давления на устье до атмосферного давления со снятием кривой падения давления. При этом циклы повторяют до достижения стабильных значений коэффициентов продуктивности или приемистости, а после окончания циклов воздействия вводят скважину в эксплуатацию при проектных режимах.
Технико-технологическийрезультат предложенных решений заключается в создании за счет циклического геомеханического воздействия на пласт системы множественных микро- и макротрещин в объеме пласта, увеличивающих продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.
При реализации данной технологии геомеханического воздействия можно обеспечить кратное увеличение продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
С целью увеличения эффективности геомеханического воздействия целесообразно также проводить его совместно с вибросейсмическим воздействием [10], позволяющим усилить процесс образования трещин в призабойной зоне.
Кроме того, новая технология геомеханического воздействия важна для развития методов водогазового воздействия на пласт [11, 12] и позволяет увеличить приемистость нагнетательных скважин не только для закачки воды, но и водогазовых смесей.
Выводы
1. Фактические данные подтверждают существование положительного эффекта геомеханического воздействия в нефтяных пластах, приводящего к формированию системы трещин в призабойной зоне и увеличению проницаемости.
2. Предложены технико-технологические варианты повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации добывающей или нагнетательной скважины без глушения. Для реализации данной технологии могут быть использованы струйные насосы и установки погружных центробежных насосов, а также другие компоновки скважинного оборудования.
3. Разработаны технические решения, позволяющие повысить эффективность геомеханического воздействия за счет роста амплитуды изменения забойного давления путем его циклического снижения и повышения.
Литература
1. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М. Недра, 1982, 308 с.
2. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород // Нефтяное хозяйство. – 1997.– № 9. – С. 52-57.
3. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998, 628 с.
4. Игревский В.И., Дроздов А.Н. Освоение скважины погружным центробежным электронасосом в условиях высокопродуктивного трещиноватого пласта // Нефтяное хозяйство. – 1987. – № 5. – С. 52-56.
5. Карев В.И., Коваленко Ю.Ф. Управление напряженным состоянием – способ строительства идеальной скважины // Нефть и газ Евразия. – 2012. – № 11. – С. 16-56.
6. Патент № 2620099, РФ. М. кл. Е 21 В 43/18, 43/26, 43/12. Способ повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин / С.Н. Закиров, А.Н. Дроздов, Э.С. Закиров и др. – Заявл. 10.05.2016, опубл. 23.05.2017, Б.И. № 15.
7. Дроздов A.Н., Териков B.А. Применение установок погружных гидроструйных насосов с двухрядным лифтом для эксплуатации осложненных скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С. 68-72.
8. Орлов Д.Г., Териков В.А., Дроздов А.Н. и др. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самотлорском месторождении // Нефтепромысловое дело. – 2003. – № 11. – С. 20-24.
9. Вербицкий В.С., Дроздов А.Н., Деньгаев А.В., Рабинович А.И. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12. – С. 78-81.
10. Патент № 2206729, РФ. М. кл. Е 21 В 28/00, 43/25. Способ и установка для вибросейсмического воздействия на залежь / Г.Г. Иванов, А.Н. Дроздов, Р.Г. Ямлиханов, В.С. Вербицкий. - Заявл. 29.05.2001, опубл. 20.06.2003, Б.И. № 17.
11. Патент № 2190760, РФ. М. кл. Е 21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт / А.Н. Дроздов, А.А. Фаткуллин. – Заявл. 25.01.2001, опубл. 10.10.2002, Б.И. № 28.
12. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2006. – № 2. – С. 54-59.
Авторы:
Закиров Сумбат Набиевич, д.т.н., главный научный сотрудник ИПНГ РАН
Дроздов Александр Николаевич, доктор технических наук, профессор РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Закиров Эрнест Сумбатович, д.т.н., главный научный сотрудник ИПНГ РАН
Индрупский Илья Михайлович, д.т.н., зав. лабораторией газонефтеконденсатоотдачи пластов ИПНГ РАН
Дроздов Николай Александрович, кандидат технических наук, генеральный директор ООО «Инновационные нефтегазовые решения»
Аникеев Даниил Павлович, к.т.н., старший научный сотрудник ИПНГ РАН
