Интенсификация добычи нефти
Проблемы эксплуатации нефтяных скважин
Сегодня одной из основных проблем, стоящих перед нефтегазодобывающими компаниями, является низкая степень извлечения углеводородного сырья из недр. Современные технологии позволяют добывать не более 25-50% углеводородных запасов. И это является одним из основных препятствий эффективного освоения ценных природных ресурсов.
Очевидно, что полноценному извлечению запасов углеводородов препятствует снижение, в процессе эксплуатации, проницаемости призабойной зоны скважин, а также кольматация их фильтровой зоны. Это влечет за собой ухудшение эксплуатационных характеристик скважин.
Доля скважин, утративших свои первоначальные эксплуатационные характеристики и продолжающих эксплуатироваться нефтегазодобывающими компаниями, весьма значительна. Данная проблема является одной из причин неэффективной разработки нефтегазовых месторождений.
Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин сопровождается процессом снижения проницаемости их призабойной зоны. Это вызвано частичным или полным закупориванием пор (кольматацией) призабойной зоны пласта частицами породы, различными механическими примесями, асфальто-смолянистыми отложениями, парафинами, солями и т.д. Следствием кольматации является снижение дебита добывающих скважин и приёмистости нагнетательных.
Из-за проблем кольматации призабойной зоны более 10% скважин находятся в простое и свыше 16% имеют дебит существенно ниже рабочего потенциала, а это миллионы тонн не добытых углеводородов и десятки миллиардов рублей недополученных прибылей.
Эффективный путь решения данной проблемы лежит через восстановление эксплуатационных характеристик скважин.
Большинство нефтяных компаний для решения этой задачи применяют следующие методы обработки фильтровой и призабойной зоны скважин:
• гидравлический разрыв пласта;
• щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта;
• реагентная обработка скважин;
• акустическая обработка скважин;
• азотно-импульсная обработка скважин;
• электрогидравлическая или плазменно-импульсная обработка скважин и др.
Все эти методы объединяет один недостаток — это сложность или невозможность их применения в случаях 100% кольматации фильтровой и призабойной зоны.
Компания «Гидросервис-2000» разработала метод, лишенный этого недостатка. Мы обеспечиваем нефтеотдачу даже тех скважин, которые на момент вывода из эксплуатации имели нулевой дебит, в следствии 100% кольматации фильтровой и призабойной зоны.
Наш метод — метод гидродинамической срывной кавитации — гарантирует значительное увеличение извлекаемости нефти из недр.
Восстановление эксплуатационных характеристик скважин нашим методом — не только альтернатива дорогостоящему бурению новых, но и миллионы тонн дополнительно добытой нефти уже сегодня.
Интенсификация добычи нефти методом срывной кавитации
Краткое описание
Обработка фильтровой и призабойной зоны скважины производится методом гидродинамической срывной кавитации с целью улучшения эксплуатационных характеристик скважины, восстановления проницаемости пласта, удаления из перфорационных и фильтрационных каналов продуктов облитерации и кольматации, образования новых трещин. В скважину на глубину продуктивного горизонта доставляется кавитационный генератор импульсов давления (КГИД). При работе КГИД в режиме периодической срывной кавитации возникает последовательность фаз давления - репрессии и депрессии, действующих на фильтровую и призабойную зону скважины. Динамическое давление, создаваемое генератором, имеет нелинейный, импульсный характер с длительностью импульсов 2-3 микросекунды и частотой повторения 700-12000 Гц. Эффективная зона распространения импульсов давления превышает 50м, что позволяет говорить о данном методе, как о локальном гидроразрыве пласта. Импульсы давления — управляемые и могут достигать сотен и тысяч атмосфер. В результате воздействия знакопеременного давления возникают новые трещины, фильтрационные каналы призабойной зоны освобождаются от загрязнений: механических примесей, коллоидных частиц, отложений солей, асфальто-смоло-парафиновых составляющих нефти, продуктов окисления и, как следствие, происходит очистка каналов и восстановление проницаемости пласта. В добывающих скважинах улучшается приток флюидов, усиливается их проникновение из призабойной зоны и снижается обводненность. В нагнетательных скважинах увеличивается приемистость, обеспечивающая поддержание необходимого пластового давления.
Техническая реализация
Технологическая схема применения кавитационного генератора импульсов давления схематично изображена на рисунке сверху. Доставка КГИД к месту обработки производится на трубах НКТ (насосно-компрессорные трубы) или ГНКТ (гибкие насосно-компрессорные трубы) колтюбинговых установок. Работу КГИД в режиме кавитации обеспечивает гидродинамическая установка высокого давления, работающая на специально подготовленной рабочей жидкости. При обработке добывающих скважин в рабочую жидкость добавляют углеводородные добавки для повышения эффективности процесса. При обработке нагнетательных скважин применяется рабочая жидкость на основе пластовой воды с добавками. Вследствие кратковременности воздействия знакопеременного забойного давления (фаз репрессии и депрессии), обеспечивается безопасность конструктивных элементов скважины (обсадной трубы, забойного фильтра, затрубной цементации и т.д.)
Преимущества метода
Метод гидродинамической срывной кавитации является новым и обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными методами:
- Позволяет эффективно реанимировать скважины со 100% кольматацией фильтровой и призабойной зоны.
- При использовании КГИД, эффективность увеличения фильтрационных свойств продуктивных пластов значительно возрастает.
- В результате гидродинамического воздействия на горную породу в пласте формируются продольные и поперечные волны, возбуждающие упругие (собственные) колебания пористой среды, которые, в свою очередь, приводят к нарушению сплошности, идущей с образованием сети микротрещин на расстоянии свыше 50 м, и как следствие, происходит гидроразрыв пласта.
- По сравнению с классическими (статическими) способами гидроразрыва пласта при гидродинамической обработке методом срывной кавитации среднее давление раскрытия пласта в 2-2,5 раза ниже, чем при статическом гидроразрыве.
- КГИД можно применять во время ГРП, что увеличивает эффективность гидроразрыва.
- Управляемость процессом воздействия на призабойную зону скважины позволяет достигать максимального эффекта обработки на коллекторах различной геологической структуры.
- Технология обработки предполагает использование в качестве технологической жидкости пресной или пластовой воды и не требует затрат на химические реагенты и другие материалы. • Срок обработки скважин до достижения максимального эффекта составляет не более 6 часов.
- Доставка технологического оборудования в зону обработки скважины может осуществляться любым лифтовым оборудованием (НКТ, ГНКТ, полимерные шланги и т.д.)
- Возможность обработки любых типов скважин глубиной до 4000 м и более (добывающих, нагнетательных, утилизационных и других).
- Надежность технологического оборудования гарантирует безопасность проведения работ.
- Экологическая чистота метода.
- Эффект от обработки сохраняется от 6 до 24 месяцев.
- Стоимость обработки скважин методом срывной кавитации в несколько раз ниже стоимости проведения ГРП.