Нефтесервис зима 2008. "Технология плазменно-импульсного воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения извлекаемости нефти" с. 52

Основой технологии является электрический разряд в жидкости через калиброванный металлический проводник (проволока). Образуется плазменный канал, а сам проводник превращается в пар с высокой плотностью, температурой и высоким давлением, представляя собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью. При взрыве проводника в жидкой среде в полости скважины максимальное давление достигается в момент сжатия среды в ударной волне.

Ударная волна, выходя через перфорационные отверстия в зону проникновения в упругую среду, вызывает ее движение, быстро затухает, превращаясь в ряд последовательных колебаний, распространяющихся со скоростью упругих волн.

Многократное повторение плазменного импульса в заданных точках рабочего интервала формирует широкополосный сигнал от 1 до 12 000 Гц с одновременным выделением значительного количества направленной энергии, которая комплексно нелинейно воздействует как на призабойную [рис. 1], так и удаленную зону пласта. Происходит многократное направленное термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на продуктивный пласт. В результате происходит декольматация призабойной зоны, очистка трещин и каналов от солей, твердых частиц, ароматических углеводородов, улучшается проницаемость контура питания скважины, в работу включаются ранее не промытые целики нефти, происходят другие благоприятные условия для односторонней миграции газожидкостной среды из зоны высокого давления в зону пониженного давления. Одновременно за счет резонансного эффекта (совпадение частоты сигнала с частотой продуктивного пласта) происходит перераспределение двухфазной жидкости (нефть/газ – вода) по вертикали.

Технология ПИВ универсальна, успешно применяется на всех этапах эксплуатации как добывающих, так и нагнетательных скважин, в частности:

• на стадии освоения – для вызова притока жидкости и быстрого вывода добывающей скважины на режим эксплуатации;
• на месторождениях поздней стадии разработки – на высокообводненных скважинах (более 75 %) в реальных геологических условиях без добавок в скважину химических реагентов, с целью повышения их дебита;
• на нагнетательных скважинах – с целью увеличения приемистости и выравнивания профиля приемистости.

Одной из основных особенностей технологии ПИВ является то, что при обработке одной скважины положительным дебитом откликаются соседние, связанные профилем фильтрации скважины, как правило, за счет снижения их обводненности.

В условиях, когда более 50 % разведанных запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, использование технологии ПИВ позволит дополнительно извлечь 10-15 % нефти.

Разрабатывая технологию ПИВ, наши ученые и специалисты рассматривали продуктивные пласты и в целом залежь с точки зрения нелинейных систем и неравновесных сред, «когда маленькие импульсы создают большие последствия». К нелинейным системам относятся системы со значительным энергосодержанием и энерговыделением, высокоскоростные, высокотемпературные процессы, колебания и волны со значительной амплитудой.

Учитывалась сложность процессов, происходящих в термобарических условиях пласта, а именно: двухфазные системы обладают высокой сжимаемостью, нелинейностью, при этом движение двухфазных систем сопровождается процессами межфазного тепломассообмена. Модель распространения возмущений в двухфазных средах рассматривалась с точки зрения основных закономерностей гидрогазодинамических течений. При этом обращалось внимание на особенности формирования газовых и нефтяных залежей, которое происходит в основном под действием гравитационных (по вертикали) и напорных (по горизонтали) сил с перемещением значительных масс нефти, газа и пластовой воды. Распределение давления в залежи по вертикали зависит от плотности находящегося в гравитационном поле Земли, заполняющего поры флюида в термобараческих условиях пласта.[1]

Пластовые флюиды движутся во взаимопротивоположных направлениях до появления равновесия или баланса этих сил в залежи, заполненных как однофазными (газ, нефть) флюидами, так и двухфазными, возникающими на контактах между газом, нефтью и водой, с образованием переходных зон.

Упругие свойства продуктивных пластов хорошо известны, характеризуются модулем объемной упругости и зависят от минералогического состава, структуры, глубины залегания, хорошо сжимаемой газожидкостной среды, заполняющей поровые каналы, температуры и частоты прилагаемой нагрузки.

При увеличении карбонатности осадочных пород модуль упругости возрастает, а при прочих равных условиях модуль упругости мелкозернистых пород имеет более высокие показатели упругости, чем крупнозернистые. Модули упругости для горных пород имеют следующие значения:[2]

Плазменно-импульсное воздействие возбуждает колебательную систему в широком диапазоне и создает весьма сложную упруго-волновую картину. В частности, в переходных зонах на разделе жидкостей с разными плотностями появляются динамические волны, существование которых обусловлено взаимодействием инерционных сил и переносом импульса, а также кинематические (расходные) волны, связанные с переносом вещества за счет давления. Кинематические волны возникают всегда, когда расход вещества однозначно определяется его количеством.[3]

Возникают продольные и поперечные (сдвиговые) колебания, при этом скорость распространения поперечной волны вдвое медленнее продольной. Вдоль продуктивного слоя, если он является резонатором, распространяется не сам импульс, а вызванные им собственные колебательные движения. Если частота импульса совпадает с частотой слоя-резонатора, появляется эффект резонансной турболезации, а также эффект пространственного сдвига в высоковязких средах. Скорость распространения упругих колебаний зависит от направляющих свойств коллектора, а их затухание – от его резонансных свойств.[4]

Независимые исследования в области волновой теории в России и за рубежом приходят практически к одним и тем же выводам: любые физические волны в веществе или электромагнитные волны действуют по одним и тем же математическим алгоритмам.

Доказана возможность создания с помощью импульсного воздействия резонансной турболезации, кавитации, флотации, а также эффекта пространственного сдвига.

Академик РАН А.С. Алексеев обратил внимание на то, что несколько часов работы с вибратором возбуждает среду, «…увеличивается выход нефти за счет увеличения проводимости, при этом колебания начинают перестраиваться и выявляются доминантные частоты».

Владов М.Л., МГУ, в диссертации на соискание ученой степени доктора физико-математических наук «Сейсмоакустические многоволновые исследования в водонаполненных скважинах с помощью электроискрового источника упругих колебаний» обратил внимание на появление «волны-помехи», поведение кинематических и динамических характеристик которой похоже на поведение поперечной волны в слоистом разрезе.

Геофизик Гликман А.Г. в своих исследованиях ввел понятие эффекта акустического резонансного поглощения (АРП) и убедительно доказал, что резонансные явления вызывают поперечные (сдвиговые) волны, скорость затухания которых в два раза меньше продольных.

Сергей Сумароков в работе «Волновая теория вещества» отмечает, что поперечная (сдвиговая) волна имеет поперечный разнонаправленный импульс, который заставляет среду двигаться в перпендикулярном распространению волны направлении.

Таким образом, уяснив процессы, происходящие в продуктивной залежи, удалось создать источник (генератор) упругих колебаний [рис 3.1 – 3.2], которые нелинейно взаимодействуют с продуктивным коллектором на резонансных частотах.

ПРАКТИКА ПРИМЕНЕНИЯ

Вызов притока жидкости на этапе освоения

На этапе освоения скважины в околоскважинной зоне происходят деформационные процессы, протекающие наряду с фильтрационными. В частности, проницаемость околоскважинной зоны уменьшается за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор, кольматации твердой, жидкой и дисперсной фракций.[5]

Технология ПИВ успешно решает задачу декольматации перфорационных каналов, призабойной зоны скважины с различными геологическими особенностями коллектора нефтяной залежи без добавления в скважину химических реагентов и вызова притока жидкости в скважину по всей мощности рабочего интервала. Одновременно производится эффективная резонансная накачка энергией продуктивных пластов, что приводит к увеличению их проницаемости и, как следствие, положительным дебитом за счет снижения обводненности откликаются соседние скважины.[6-7]

Приведем характерные примеры, когда вызов притока жидкости по всей мощности рабочих интервалов проходил за несколько часов с успешным выходом скважины на режим эксплуатации.

Месторождение «Зимнее», Ханты-Мансийский автономный округ, слабопроницаемый терригенный коллектор. Из-за географических и климатических особенностей бурение скважин проводится в летне-осенний период, после чего они практически простаивают, а в зимний период на них проводится ГРП.

Вторичное вскрытие пласта на скважине № 1894 было проведено 11 октября 2008 года. С 15.00 12 октября до 08.00 13 октября в скважине была применена технология ПИВ (мощность пласта 20 м). 15 октября скважина запущена в эксплуатацию. К 20.00 17 октября было откачено 20 тонн нефти с содержанием воды 12,1 %. К 20 октября было откачено 76 м³ жидкости, при средней обводненности 9,6 %, что составило 10 тонн нефти в сутки при режиме эксплуатации 8-14 часов в сутки. Скважина периодически останавливалась для расчета КВУ. Скорость поступления флюида в скважину постоянно росла и за трое суток наблюдения устойчиво составила в среднем 0,89 м³/час. Обводненность продукции упала до 7,4 %.

Одновременно на трех соседних скважинах с 15 по 20 октября произошло снижение обводненности продукции. В частности, наиболее высокий показатель зафиксирован на скважине № 1954, на которой обводненность снизилась с 98,6 до 89,8 %, что привело к повышению дебита с 0,9 до 8,6 т/сут. На скважине Р-3 снижение обводненности с 30,5 до 6,6 % привело к повышению дебита с 23,5 до 33,5 т/сут.

Примечателен и второй пример использования технологии ПИВ на стадии освоения.

В мае-июне 2007 года на пробуренной скважине № 4027 (Башкирия, Бекетовская площадка) предпринимались безуспешные попытки по вызову притока жидкости традиционными методами (свабирование, кислотные ванны), коллектор терригенный, средней проницаемости.

22 июня 2007 года для вызову притока жидкости была применена технология ПИВ, после чего скважина в течение двух недель после пуска вышла на режи

м эксплуатации. На каротажной диаграмме, снятой до и после обработки, наглядно видно изменение режима в районе рабочих интервалов.

Применение технологии ПИВ для увеличения извлекаемости нефти

добывающих и приемистости нагнетательных скважин на месторождениях поздней стадии разработки

Перед применением технологии на месторождениях поздней стадии разработки строится адресная геологическая модель, так как структура текущих запасов нефти на месторождениях после их длительной эксплуатации претерпевает значительные изменения в сторону ухудшения качества остаточных запасов.[5]

Проводится тщательный анализ всех материалов по объекту разработки, а также изучаются и анализируются легенды добывающих нагнетательных скважин за весь период эксплуатации.

Определяются основные причины падения добычи углеводородов, среди которых:

• истощение энергии пласта из-за различной подвижности нефти, газа, воды, а также за счет анизотропии параметров пласта;
• ухудшение характеристик прискважинных зон, уменьшение общей проницаемости продуктивных пластов, нарушение связи скважин с платом;

• образование непромытых зон и участков повышенной остаточной нефтенасыщенности (целиков нефти).[6-7]

ВЫБОР СКВАЖИН ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ

 Большое практическое значение при выборе скважины и обоснования технологии воздействия на призабойную зону и продуктивные пласты в целом конкретной скважины имеют результаты анализа причин и механизма ухудшения состояния призабойной зоны в процессе вскрытия продуктивного пласта, заканчивания скважины, ее освоения и последующей эксплуатации.[5]

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин относятся:

для добывающих скважин

• проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) в процессе подземного ремонта или жидкости промывки,
• проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках,
• набухание частиц глинистого цемента терригенных коллекторов при насыщении их пресной водой,
• образование водонефтяной эмульсии,
• выпадение и отложение асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий,
• проникновение в призабойную зону механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении скважин;

для нагнетательных скважин

• набухание глинистых пород при контакте с закачиваемой пресной водой, а также с растворами определенных химических реагентов,
• смена при закачке минерализованной воды на пресную,
• кольматация призабойной зоны твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных работ,
• повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода в нагнетательные работали как добывающие.

В процессе анализа материалов по объекту разработки определяется порядок и методика применения технологии, которые зависят от ожидаемого результата. Это связано с большим разнообразием геолого-физических условий залегания нефти, взаимовлиянием скважин, профилем фильтрации жидкости.

Выбор скважин для обработки в большей степени определяется величиной остаточной нефтенасыщенности, близостью остаточных запасов нефти к забою добывающей скважины.

Перед началом работ строится модель корреляции скважин по вертикальному разрезу и определяются реагирующие скважины на расстоянии друг от друга от 250 до 1 500 метров, в зависимости от геологической структуры коллектора, которые должны откликнуться положительным дебитом наряду с обрабатываемой. При подготовке скважин к обработке проводятся запись ГК и метки МЛМ с отбивкой текущего забоя по скважине для выделения интервалов перфорации. На каротажном кабеле устанавливаются необходимые метки, соответствующие глубине помеченных интервалов обработки. Одновременно проводится ГИС в районе рабочих интервалов.

Количество инициируемых импульсов вне зависимости от назначения скважины рассчитывается по специальной методике с учетом геологических условий и причин поражения скважины.

После завершения обработки скважины вновь проводятся ГИС, которые свидетельствуют об изменении условий в районе перфорации. В случае необходимости осуществляется очистка забоя с помощью желонки.

Как правило, обработанные скважины через 3-10 дней после запуска выходят на режим эксплуатации с повышенным дебитом, при этом их обводненность значительно снижается. Выбранные реагирующие скважины выходят на повышенный дебит практически на следующий день после завершения работ на обработанной, при этом их обводненность также снижается и зачастую увеличение на них дебита происходит большее, чем на обработанной скважине.

Эффективность применения технологии ПИВ на месторождении поздней стадии разработки убедительно показана на месторождении «Байтуган», Оренбургская обл. Коллектор – карбонатнотрещиноватый, разрабатывается с 1946 года, пластовое давление посажено в среднем до 10-15 атмосфер.

В марте 2008 года на скважинах № 191 и № 234 была применена технология ПИВ. В результате за 6 месяцев наблюдений за изменившимся режимом эксплуатации дебит скважины № 191 изменился незначительно (0,2 т/сут.), обводненность упала на 2 %, однако на реагирующих скважинах №№ 71; 40; 190; 194 обводненность понизилась на 15; 5; 13 и 13 % соответственно. В результате суммарный среднесуточный дебит повысился на 2,9 тонны. Расстояние до реагирующих скважин от обработанной составляло 1 550; 750; 500 и 500 м соответственно.

На скважине № 234 дополнительная добыча нефти составила 1,6 т/сут., обводненность упала на 11 %. На реагирующих скважинах №№ 208; 224 и 218 суммарный дополнительный дебит нефти составил 2,1 т/сут. Обводненность снизилась незначительно, однако увеличился объем добываемой жидкости. Расстояние до реагирующих скважин от обработанной составляло 1125; 1025 и 750 м соответственно.

Ниже приводятся примеры применения технологии ПИВ на добывающих и нагнетательных скважинах в России на терригенных и карбонатных коллекторах.

При применении технологии ПИВ на Узеньском месторождении (Казахстан) (коллектор терригенный, слабопроницаемый) дополнительная суммарная добыча нефти при обработке только одной скважины (две реагирующие) составила 8,1 т/сут. При этом как на обработанной, так и не реагирующих резко снижалась обводненность и поднимался динамический уровень.

Аналогичные результаты были получена на месторождениях Нижневартовска, Башкирии, Удмуртии, на северо-востоке и юнее Китая.

Применение технологии ПИВ на нагнетательных скважинах позволяет не только увеличить их приемистость, но и выровнять профиль приемистости.

В августе 2008 года на Вахском месторождении (ОАО «Томскнефть» ВНК) были обработаны три нагнетательные скважины №№ 663; 2532 и 1003. При этом задача стояла выровнять профиль приемистости отдельных пластов на двух первых скважинах и увеличить приемистость на третьей. После применения технологии ПИВ на всех трех скважинах были получены положительные результаты.

В конце января 2007 года было предложено увеличить приемистость нагнетательной скважины № 28 (Матюшкинское месторождение, Нижневартовск).

Особенностью являлось то, что в октябре-ноябре 2007 года местные специалисты пытались увеличить приемистость с помощью кислотной ванны и ГРП, однако результатов не достигли. Скважина принимала не более 30-35 м³ жидкости при давлении нагнетания 208 атмосфер.

После применения технологии ПИВ скважина начала устойчиво принимать 100 м³ жидкости при давлении 208 атмосфер. По состоянию на июль 2008 года скважина принимает 90-95 м³ жидкости при давлении нагнетания 211 атмосфер.

Технология ПИВ доказала свою эффективность и заявленные возможности на различных месторождениях в России и за рубежом.

По техническим характеристикам она безопасна в эксплуатации, экологически безупречна, мобильна, не требует капитальных затрат и лицензирования.

Для ее применения на месторождениях необходимо электрическое напряжение 220 В, подъемник с каротажным кабелем ГК-3 и подъемник А-50 для подъема НКТ. Для ее успешного применения необходимы два условия: наличие пластового давления (Р_пл) более 10 атмосфер и температура пласта (t^о) не более 100 ^оС.

Все основные узлы источника упругих колебаний, а также методы применения на месторождениях поздней стадии разработки и при освоении скважин запатентованы.

Список литературы:

1.      Фионов А.И. Научно-технический вестник «Каротажник». - № 6. – 2008.

2.      Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика. Основные сведения по механике горных пород. Книга 1. – М., «Недра. – 2006.

3.      Накоряков В.Е., Покусаев Б.Г., Шрейбер И.Р. Волновая динамика газо- и парожидкостных сред. – М., «Энергоатом». – 1990.

4.      Гликман А.Г. Теория и практика. Формирования поля упругих колебаний в нефтяной залежи. – www.newgeophys.spb.ru.

5.      Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М., «Наука». – 2000.

6.      Молчанов А.А. Новые технологии интенсификации режима работы нефтегазовых скважин и повышения нефтеотдачи пластов. – Сборник статей Межпарламентской ассамблеи СНГ. – С-Петербург. – 1995.

7.      Молчанов А.А., Рогачев М.К., Максютин А.В., Валиуллин И.В. Интенсификация притока высоковязких нефтей с применением скважинного упругого воздействия на продуктивные пласты. Материалы международной научно-практической конференции. – Казань, Издательство «ФЭН». – 2007.