При всем этом абсолютно парадоксальным выглядит отношение к использованию запасов нефти, а точнее, к коэффициенту извлечения нефти (КИН). В нашей стране этот показатель начиная с 1990г. по нынешнее время снизился с 0,39 до 0,32, а в Америке он возрос с 0,35 до 0,41. В то же время в России по месторождениям с похожими характеристиками разные добывающие компании показывают разницу КИН в 1,5 раза. Это указывает на полное отсутствие в нашей стране какой-либо политики в отношении КИН. И это все при большом количестве государственных и частных научных, проектных, сервисных компаний. Всю их деятельность можно описать знаменитым принципом «лебедь-рак-щука».
Если смотреть на дело с локального, исполнительского уровня, то основными методами увеличения добычи являются кислотные обработки скважин, а если денег много, то гидроразрыв пласта (ГРП). То есть методы безвозвратно разрушающие породу вмещающую нефть. Эти методы не всегда оказываются эффективными, а порода разрушается безвозвратно. Не редко результатом их применения является «потеря» скважины и применять другие методы уже часто бессмысленно.
Однако, есть методы значительного повышения КИН, а значит и увеличения объемов добычи из месторождения, без разрушения породы пласта и даже улучшающие однородность пласта. Это метод низкочастотного, инфразвукового воздействия на пласт из скважины. Впервые эти методы были реализованы на практике компанией ООО «Арсенал ГЕО». За 5 лет был разработан принцип работы такого устройства, разработана его конструкция, изготовлены опытные образцы, проведены испытания в длительно простаивающих скважинах.
Если смотреть на физику процесса фильтрации (течения) нефти из пласта в скважину, то при данных природой свойствах породы (пористость, проницаемость, глинистость и т.д.) главное значение имеет подвижность нефти. То есть, ее способность течь по пласту и далее в скважину. Повысить скорость этого течения, можно, во-первых, снизив вязкость нефти в пластовых условиях, во-вторых, снизив «прилипание» нефти к породе пласта и, в-третьих, снизив действие поверхностного натяжения, возникающих при контакте нефти и пластовой воды. Для этого на пласт нужно воздействовать мощными повторяющимися низкочастотными импульсами, которые распространяются далеко по пласту. Воздействие нужно производить из скважины на глубине продуктивного горизонта, что называется «в лоб» горизонта. Разработанный нами для этих целей кабельный гидравлический инфразвуковой вибратор позволяет снижать вязкость нефти в пластовых условиях, очищать каналы фильтрации нефти, оживлять нефтенасыщенные, но «не работающие» пропластки.
Метод интересен тем, что он работает всегда и на всех скважинах. Для его реализации нужен только сам гидровибратор и геофизический подъемник, которых много в любой геофизической компании. Значит этот метод - дешев. Кроме того, никаких специальных знаний и навыков не требуется, а значит этот метод - повторяем.
На данный момент в компании разработали вибратор для использования в период ремонта скважин. Такой вибратор сможет обеспечить эффективную добычу нефти из месторождений с низкой и аномально высоковязкой нефтью.
Кабельный инфразвуковой гидровибратор для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов
Кабельный гидровибратор одновременно создает инфразвуковые гидроудары и импульсное движение жидкости в системе пласт-скважина. Каков принцип его раблоты?
Гидровибратор спускается в скважину на 3-х жильном геофизическом кабеле длиной до 5500м. Применяется кабель с сопротивлением жилы 28 ом/км, лучше 14 ом/км; жилы объединяются. Длина рабочей части вибратора 1040мм, длина с наконечником 1300мм, диаметр 102мм, питание - от импульсного источника тока (в комплекте), подключаемого к бортовой сети геофизического подьемника 220в. Масса: до 35кг.
Обработка интервала перфорации производится снизу. Вибратор одновременно обрабатывает 1м пласта. Каждый метр интервала обрабатывается в зависимости от ФЕС от 1 до 5 часов. Частота следования импульсов – через 5 сек.
Гидровибратор создает циклы репрессии и депрессии за счет встречного и расходящегося движения находящихся внутри него поршней. Производится выброс скважинной жидкости из гидровибратора под давлением через одни промывочные окна и засасывание ее во внутрь гидровибратора через другие промывочные окна в объеме около 1л. К гидровибратору при длине кабеля 5500м с сопротивлением жилы 28 ом/км подводится в виде короткого импульса мощность 3,5КВ. Скорость сближения поршней – 1,5 км/сек, что и создает гидроудар.
Рис. 1
Кабельный гидровибратор в отличии от разнообразных имеющихся на рынке акустических излучателей производит не просто микроколебание жидкости, а создает гидроудар совмещенный с импульсным движением жидкости в системе «пласт-скважина».
Это движение двух типов:
а) на стадии депрессии жидкость импульсно, рывком движется из пласта в ствол скважины и очищает поровое пространство ПЗП,
б) на стадии репрессии жидкость рывком загоняется в пласт и производит микроразрыв каналов фильтрации.
Многократно повторяя эти процессы гидровибратор значительно увеличивает гидропроводность ПЗП, способствуя увеличению дебитов скважин.
Гидровибратор можно применять:
-
для очистки ПЗП от инфильтрата бурового раствора и увеличения ФЕС ПЗП как финишная операция при бурении;
-
для повышения приемистости нагнетательных скважин;
-
для повышения отдачи добывающих скважин за счет увеличения ФЕС ПЗП как операция при КРС;
-
как источник упругих гидравлических импульсов в комплексных технологиях повышения нефтеотдачи; кабельный гидровибратор при низких ФЕС следует применять в комплексе с реперфорацией, торпедированием, кислотной обработкой как финишную операцию при КРС. При нормальных начальных ФЕС пласта гидровибратор может применяться как основная технологическая операция.
Гидровибратор создает мощные гидроудары инфразвуковой частоты, при которой импульсы воздействия в виде динамической волны распространяются в пласт на глубину до 600м от скважины воздействия (подверждено в ходе скважинных испытаний). Воздействие на дозвуковой частоте снижает вязкость нефти в пластовых условиях, увеличивает ее текучесть и скорость тока к скважине.
Гидровибратор был испытан в 3 скважинах с низкими ФЕС, с отсутствием дебита и находящихся несколько лет в простое из-за падения Рпл в 2-3 раза от начального. При чем, проницаемость составляла от 0,75*10-3 до 9,9*10 -3 мкм2, пористость – 11,1%, содержание парафинов от 6,1 до 7,6%. Горизонт - D2vb, мощность пласта – до 10м, глубины залегания – 3300 – 3600м. Продолжительность обработки – до 24 часов. Были получены следующие результаты: увеличение приемистости до 5,4-6,6 раз, например, с 0,5 м3/час при Рнаг=15МПа до 2,7м3/час при Рнаг=15Мпа и до 3,3м3/час при Рнаг=22Мпа (Рпл начальное =330-360атм). При свабировании получены притоки нефти. При демонтаже оборудования после работ были получены выбросы нефти.
Среди технологических и экономических преимуществ кабельного гидровибратора следует отметить:
Во-первых, в сравнении с гидровибратором типа ГВЗ-ВМ, устанавливаемым на НКТ и работающим от прокачки жидкости кабельный гидровибратор: имеет аналогичную мощность; не требует расхода солярки на длительную работу ЦА320; не требует подвоза большого количества жидкости (как правило, нефти) для прокачки через вибратор; обеспечивает меньшее поглощение жидкости пластом; экономия на спуске-подъеме НКТ; оба типа гидровибраторов – эффективны.
Во-вторых, в сравнении с акустическими (ультразвуковыми) излучателями кабельный гидровибратор: имеет несравненно большую мощность воздействия на пласт; создает не просто микроколебание жидкости, а импульсное движение жидкости в системе пласт-скважина; сигнал ультразвуковых излучателей из-за частоты 20Кгц затухает в пласте на расстоянии 1м, а ударная инфразвуковая волна от кабельного вибратора распространяется до 600м; акустические излучатели – низкоэффективны.
В-третьих, в сравнении с гидроударниками на взрывной проволочке кабельный вибратор: обеспечивает движение жидкости в системе пласт-скважина; кабельный вибратор может работать сутками, а приборы на взрывной проволочке имеют запас до 150 взрывов-импульсов производящихся за несколько минут.
В-четвертых, в сравнении с пороховыми генераторами давления кабельный гидровибратор: может работать сутками, а генератор давления образует один импульс сильного давления; генератор давления не может применяться при отсутствии приемистости, кабельный гидровибратор может создавать и увеличивать приемистость скважин.
Также в компании разработаны и другие технологии и оборудование для увеличения добычи нефти. Совместно с кабельным гидровибратором, эти технологии образуют комплексные компилируемые системы методов увеличения добычи нефти, которые решают большинство проблем связанных с низкой нефтеотдачей пластов и низким уровнем добычи.
Компилируемые комплексные технологии интенсификации добычи могут быть адаптированы к характеристикам конкретного месторождения и каждой конкретной скважины и включают в себя 3 обязательных метода:
-
увеличение контура питания скважины,
-
выравнивание профиля притока нефти из пласта в скважину,
-
увеличение подвижности нефти в пластовых условиях.
Всё это могут обеспечить разрабатываемые нами технологии повышения нефтеотдачи. Увеличить контур питания скважины и выровнять профиль притока одновременно можно за счет применения «Технологии двухэтапной перфорации скважин». При применении этой технологии не только создаются перфорационные каналы, но и происходит образование множественных и протяженных трещин в призабойной зоне пласта.
Технология двухэтапной перфорации скважин
Это технология создания газово-гидравлического клина, образующего в призабойной зоне пласта сеть протяженных и многочисленных трещин.
О важности трещин для гидропроводности ПЗП
При перфорации 1 погонного метра колонны d=139,7мм зарядами с глубиной пробития 1000мм при диаметре отверстия 15 мм плотностью 20 отв/м, суммарная площадь (S = πR²) отверстий в колонне составляет 0,8% от площади поверхности (S = 2πRL) 1 погонного метра колонны (S 20отв. = 0,0035м²; S 1п/м колонны =0,44м²).
На расстоянии 0,5м от колонны при убывании диаметра перфорационного отверстия с 15мм до 7,5мм, суммарная площадь 20 отверстий составит 0,05% от площади кольцевой поверхности 1 погонного метра породы (S 20отв./0,5м от колонны = 0,0009м²; S 1п/м поверхности породы/0,5м от колонны =3,14м²).
На расстоянии 1,0м от колонны при убывании диаметра перфорационного отверстия с 15мм до 0,1мм, суммарная площадь 20 отверстий составит 0,0000025% от площади кольцевой поверхности 1 погонного метра породы (S 20отв./1,0м от колонны = 0,00000016м²; S 1п/м поверхности породы/1,0м от колонны =6,28м²).
|
Показатель / расстояние от ствола скважины |
0м (стенка колонны) |
0,5м (порода) |
1,0м (порода) |
|
|
1 |
Площадь 20 перфорационных отверстий / регресс показателя |
0,0035 м² / 1 |
0,0009 м² / снижение в 4 раза |
0,00000016м² / снижение в 22 тыс. раз |
|
2 |
Площадь 1 погонного метра кольцевой поверхности / прогресс показателя |
0,44м² / 1 |
3,14м² / рост в 7 раз |
6,28м² / рост в 14 раз |
|
3 |
Соотношение площади отверстий и площади перфорируемой кольцевой поверхности / регресс показателя |
0,8% /1 |
0,03% / снижение в 27 раз |
0,0000025% / снижение в 320 тыс. раз |
Площадь 20 перфорационных отверстий в колонне равна всего 0,8% от площади поверхности 1 метра колонны, а при движении кумулятивных струй от ствола скважины в глубь пласта на расстояние 1,0 м снижается в 22 тысячи раз. Одновременно с этим площадь перфорируемой кольцевой поверхности породы увеличивается в 14 раз. Эти разнонаправленные показатели говорят о малой роли классической кумулятивной перфорации в деле улучшения фильтрационных свойств ПЗП. И эту проблему невозможно решить увеличивая плотность перфорации, фазировку зарядов, глубину пробития. Это проблема предельности свойств и возможностей кумулятивной перфорации.
Даже при использовании очень хороших зарядов с глубиной пробития 1000мм и диаметром входного отверстия 15мм, площадь перфорационных отверстий на расстоянии 0,5м от ствола скважины равна всего 0,03% кольцевой площади вскрытого коллектора, а на расстоянии 1,0м - составляет слабо представимую величину 0,0000025% кольцевой площади вскрытого коллектора. При этом площадь перфорационных отверстий сокращается в 320 тысяч раз по отношению к площади перфорируемой кольцевой поверхности при движении от колонны на 1метр в глубь пласта!
Для создания высоких фильтрационных свойств ПЗП нужен способ перфорации, который позволил бы в сотни раз увеличить площадь и объем каналов фильтрации нефти к стволу скважины. Так как величина плотности перфорации ограничена, остается один возможный способ – создание помимо перфорационных каналов системы протяженных трещин вокруг каждого перфорационного канала. За счет взаимного многократного пересечения и соединения этих трещин ПЗП приобретет качественно новые фильтрационные свойства.
Использование для создания трещин пороховых генераторов давления не является оптимальным методом из-за их очень низкого КПД. При срабатывании генератора волна давления расходясь мгновенно достигает колонны и импульс давления попадает в перфорационные каналы. Но как показано выше даже при использовании очень хороших зарядов площадь перфорационных отверстий составляет 0,8% от площади поверхности перфорируемой части колонны. То есть, только 0,8% энергии генератора производит полезную работу, а 99,2% энергии расходуется бесполезно – на расширение колонны и на подъем жидкости глушения. Эти полезные 0,8% энергии генератора способны лишь снизить перфорационный скин за счет разуплотнения породы вокруг перфрационных каналов. Например, при использовании 3-х метровой сборки генератора ПГДБК-100/50 общий вес заряда генератора составит 10,2 кг. То есть, полезную работу будут производить лишь 81,6 гр. взрывчатого вещества. Для сравнения при перфорации 3 метрового интервала с помощью зарядов ЗКПО 102 плотностью 20 отв/м будет истрачено 1920 гр. бризантного взрывчатого вещества.
Ясно, что энергии генератора давления не достаточно для превращения ПЗП в систему пересекающихся и соединяющихся трещин.
Требуется принципиально иной метод. Для превращения ПЗП в систему трещин была разработана "Технология двухэтапной перфорации», объединяющая в себе а)перфоратор с новыми свойствами и б)технологию его применения.
Суть этой технологии состоит в том, что момент подрыва бескорпусного перфоратора корпуса зарядов изготовленные по особой технологии испаряются и образуют плотный "металлический газ", который как поршень с большой скоростью загоняет скважинную жидкость в перфорационные каналы и разрывает их. Происходит образование множественных не требующих закрепления протяженных трещин, что многократно увеличивает гидропроводность ПЗП и ближней зоны пласта. Были произведены одновременные перфорации двух только что вышедших из бурения одинаковых скважин одного месторождения, расположенных в 300м друг от друга. В одном случае применялся перфоратор с глубиной пробития 1000мм, в другом перфоратор для технологии двухэтапной перфорации с глубиной пробития 500мм. Результат: технология двухэтапной перфорации обеспечила в 7,7 раз больший дебит скважины.
Основным принципом «Технологии двухэтапной перфорации скважин»® как метода интенсификации добычи нефти является выполнение перфорации в два этапа (два спуска) за один подход к скважине, при чем, один перфоратор может быть любой, а другой – обязательно бескорпусной типа link с корпусами зарядов, отлитыми из цветного металла.
После срабатывания зарядов происходит испарение их литых корпусов, что является их главным отличием от стальных. Сублимация (испарение) корпуса заряда проявляется в переходе кристаллического вещества корпуса заряда сразу в газообразное состояние минуя жидкую фазу (фазовый переход первого рода).
Для достижения испарения корпусов разработана и реализована технология беспорового литья корпусов зарядов.
В момент испарения литых корпусов зарядов образуется одноатомный пар - «металлический газ», обладающий высокой плотностью. Объемно расширяясь в скважинном пространстве после выхода кумулятивной струи, «металлический газ» загоняет находящиеся в интервале перфорации а)скважинную жидкость и б)газы от ВВ в перфорационные каналы. Это явление работает как газово-гидравлический клин разрывая перфорационные каналы и создавая трещины, превосходящие по длине и объему длину и объем каналов. В результате происходит разуплотнение породы.
Механика процессов происходящих в скважине при реализации «Технологии двухэтапной перфорации».
По механизму воздействия на пласт и картине трещинообразования в породе коллектора наш метод существенно отличается от применяемых на практике пороховых генераторов давления и известных систем совмещающих в себе перфоратор и генератор давления.
Основное преимущество метода состоит в том, что:
При первом спуске, на первом этапе перфорации создаются каналы как условие создания протяженных трещин на втором этапе в результате перфорации бескорпусным перфоратором. Так как скорость движения головной части кумулятивной струи при входе в породу доходит до 3-5 км/сек., то уже на первом этапе, за счет импульса давления создаваемого кумулятивной струей, развивается давление на породу превышающее в сотни раз горное давление и в ПЗП образуется сеть локальных трещин. Мы всегда наглядно видим эти трещины, когда разбираем бетонную мишень после отсрела по ней кумулятивного заряда.
При втором спуске, на втором этапе работ в результате перфорации бескорпусным перфоратором с литыми испаряющимися корпусами зарядов:
-
в первый момент - момент срабатывания заряда бескорпусного перфоратора и выхода кумулятивной струи - производится динамическое нагружение горной породы и создается напряженное состояние в пласте со скоростью до 106 МПа/с; это напряжение передается на породу через вновь созданные на втором этапе перфорационные каналы; при этом происходит встряхивание кусочков породы, образующих трещиноватую структуру вокруг перфорационных каналов созданных на первом этапе, их сдвиг друг относительно друга, и в результате – расклинивание перфорационных трещин созданных на первом этапе;
-
во второй момент - в момент входа плотного одноатомного пара («металлического газа») во вновь созданные на втором этапе перфорационные каналы - производится поддержание динамического напряжения горной породы в пределах 102-104 МПа/с; в этот момент происходит расклинивание перфорационных трещин, созданных на втором этапе;
-
в третий момент – момент когда «металлический газ» загоняет находящиеся в интервале перфорации а)скважинную жидкость и б)газы от ВВ в перфорационные каналы - создается газово-гидравлический клин разрывающий перфорационные каналы, образованные и на первом и на втором этапах работ, и создающий трещины, превосходящие по длине и объему длину и объем каналов; в этот момент производится поддержание динамического напряжения в пределах 10-102 МПа/с.
Механизм возникновения газово-гидравлического клина состоит в следующем:
-
при срабатывании зарядов бескорпусного перфоратора с испаряющимися корпусами зарядов между ними всегда находится несжимаемая скважинная жидкость; под действием плотного «металлического газа» от сработавших зарядов жидкость находящаяся между двумя соседними зарядами оказывается «запертой» в объеме ограниченном обсадной колонной (работает вся жидкость находящаяся в промежутке между верхним и нижним зарядами бескорпусного перфоратора); жидкость обжимается этим плотным газом и с огромной силой загоняется в перфорационные каналы; скважинная жидкость разрывает каналы созданные и на 1-ом и на 2-ом этапах работ;
-
следом за этим в работу вступает газ от сдетонировавшего взрывчатого вещества зарядов находящийся так же в замкнутом скважинном пространстве; этот газ сжимаем, поэтому имеют задержку по времени относительно работы несжимаемой скважинной жидкости; газы от ВВ додавливают скважинную жидкость принудительно загнанную в перфорационные каналы и заканчивают работу по разрыву породы ПЗП.
Описанное выше механическое воздействие создает в ПЗП разветвленную систему остаточных трещин, производит разрушение водонефтяной эмульсии, очистку призабойной зоны от продуктов химических реакций и песчано-глинистых частиц, осадков АСПО и солевых отложений. Образующиеся при этом трещины не требуют закрепления. Это обусловлено свойствами горных пород необратимо деформироваться при высокоскоростных динамических нагрузках.
В результате происходит дилатантное разуплотнение породы. Дилатансия — «переупаковка» элементов скелета горной породы и пустотности, ведущая к изменению проницаемости и пористости нефтегазонасыщенного коллектора. Литофизическая природа дилатансии заключается в дроблении пород и образовании системы трещин. Это явление приводит к увеличению пористости и проницаемости пород коллектора, что в итоге увеличивает дебит скважин и добычу нефти.
В общегосударственном масштабе использование комплексных технологий в нефтедобыче позволит обеспечить стабилизацию доходов, увеличить коэффициент извлечения нефти, обеспечить рациональное недропользование.
