CC BY
58
УДК 622.245.78
ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ЛЕОНОВСКОМ ГАЗОНЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
© 2004 г. А.Я. Третьяк, В.Ф. Чихоткин, Ю.М. Рыбальченко, А.В. Чикин
Отечественный нефтегазовый комплекс России -это 13 % промышленной продукции страны, 19 % доходов федерального бюджета, 46 % всего экспорта. 10 % мировой добычи нефти и газа осуществляет Россия.
В России работают около 200 нефтедобывающих предприятий, включая крупнейшие предприятия и мелкие самостоятельные организации. В разработке находится 1140 месторождений. Эксплуатационный фонд скважин составляет около 150 тыс., из них неработающих 66 тыс. скважин (44 %), в том числе бездействующих - 36,9 тыс., в консервации - 29,1 тыс.
Развитие техники и технологии бурения глубоких скважин на нефть и газ в последние годы происходит в направлении повышения качества и эффективности бурового процесса. Большинство специалистов давно поняли, что бурение скважин не является самоцелью, заказчику скважины, в первую очередь, необходимы нефть или газ, а не то или иное количество набуренных метров.
В настоящее время в эксплуатацию вводится все большее число месторождений с низкопроницаемыми пластами, повышенной вязкостью нефти, сложным геологическим строением.
Применение обычных технологий заводнения -основного метода разработки месторождений - уже не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Известно, что структура запасов нефти и состояние их разработки требуют ускоренного создания и широкого применения новых более эффективных технологий воздействия на пласт.
Сегодня нефтяными компаниями предпринимаются определенные усилия по внедрению новых технологий увеличения нефтеотдачи пласта, но эффективность большинства их не позволяет сделать вывод о положительных тенденциях, адекватных существующей проблеме. Постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах, доразработка которых традиционными технологиями становится не эффективной. Прирост запасов нефти в настоящее время не компенсирует текущую добычу, а качество открываемых запасов не стимулирует их быстрого ввода в разработку. Озабоченность вызывает состояние с испытанием и применением так называемых третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН): тепловых, газовых и химических. Большинство этих методов может обеспечить
значительное увеличение нефтеотдачи пластов и прирост дополнительных извлекаемых запасов нефти по сравнению с заводнением даже на поздней стадии разработки месторождения.
Снижение производительности пластов-коллекторов происходит как в процессе первичного и вторичного вскрытия, так и в процессе эксплуатации нефтяных скважин. Основные причины снижения этого параметра при первичном и вторичном вскрытии - проникновение фильтрата бурового раствора, жидкости глушения в призабойную зону и глинистых частиц при репрессии на пласт. Снижение его в процессе эксплуатации происходит за счет проникновения в призабойную зону жидкости глушения при ремонтах, а также благодаря накоплению в призабойной зоне пласта добывающих скважин асфальто-смоло-парафиновых отложений из-за снижения температуры и опережающей фильтрации легких углеводородов. По сравнению с другими технологиями увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов разрабатываемый нами способ должен иметь следующие преимущества: быть абсолютно безопасным в экологическом отношении, не создавать дополнительных нагрузок на эксплуатационную колонну, повышать рентабельность добычи нефти в результате увеличения дебита скважины, быть технологичным в проведении, иметь меньшую стоимость по сравнению с другими способами.
Главной особенностью разработки нефтяных месторождений является истощение запасов высокопродуктивных залежей, разрабатываемых длительное время. Высокая обводненность добывающих скважин снижает рентабельность их эксплуатации, часто до величины ниже проектной, что приводит к невозможности достижения запланированных коэффициентов нефтеотдачи. В таких условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных технологий воздействия на продуктивные пласты. В последнее время наблюдается постоянное снижение среднего проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Сейчас проблема повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин имеет приоритетное стратегическое значение.
Перспективы развития нефтегазового сектора экономики Ростовской области требуют создания и широкого применения (внедрения) инновационных технологий воздействия на пласты и призабойные зоны для более полной стимуляции притока.
Углеводородное сырье на месторождении сосредоточено в трещиноватых органогенных известняках, залегающих в интервале 1738 - 1797 м. Газонефтяная залежь Леоновского месторождения представляет собой двухкупольную структуру площадью простирания около 500 га. В настоящее время пробурено 9 скважин средней глубиной 1850 м.
Нефть высокопарафинистая (7 %), плотность составляет 0,835 - 0,867 г/см , содержание асфальто-смолистых веществ при нормальных условиях - порядка 4,6 % от массы, динамическая вязкость - 33,4 МПа, температура начала кипения - 63 °С, содержание воды - 0,1 %, дебит скважины - 14 т/сут.
Опыт бурения продуктивной толщи прикамского горизонта - в разведочно-эксплуатационных скважинах ООО «Тарасовскнефть» показывает, что обычная технология (т. е. при репрессии на пласт) не способствует обеспечению сохранности призабой-ной зоны пласта (ПЗП) из-за пониженной проницаемости вокруг ствола скважины по причине загрязнения (кольматации) частицами бурового раствора и его фильтратом. Кроме того, в ПЗП добывающих скважин отмечаются асфальтосмолопарафиновые отложения и отложения солей. Все это не может привести к ощутимому снижению дебита углеводородного сырья. В качестве стимулирующего фактора на ПЗП предлагается комплексное (совмещенное) физико-химическое воздействие, заключающееся в применении термогазохимического метода. Термо-газохимический метод основан на использовании механического, теплового и химического факторов при сжигании бескамерного порохового заряда. Механическое воздействие определяется величиной давления, которое зависит от массы сжигаемого порохового заряда, времени и степени замкнутости объема, в котором происходит горение. Тепловое воздействие при сжигании порохового заряда в скважине значительно отличается по характеру от обычной паротепловой обработки, когда нагревание призабойной зоны происходит за счет теплопроводности пласта. При сжигании пороховых зарядов имеет место импульсный характер выделения тепла, а его перенос в глубь пласта осуществляется одновременно с интенсивным движением нагретой жидкости и газов горения. При этом основная масса тепла передается через сеть микротрещин, каналов, нагревая и расплавляя находящиеся на их поверхностях асфальтосмолопарафиновые отложения и отложения солей. Следовательно, роль теплового эффекта при термогазохимическом воздействии значительно усиливается по сравнению с обычным нагревом пласта и носит совмещенный с гидродинамическим процессом характер. Температура среды при осуществлении процесса составляет 200 - 250 °С у стенки скважины.
Положительным фактором метода является и химическое воздействие на породы, и флюиды насы-
щающие их химическими реагентами, возникающими в процессе горения порохового заряда. Продукты сгорания порохов содержат азот, окись азота, углекислый газ, хлор. Проникая в поры и трещины, продукты сгорания образуют с водой солянокислый раствор, концентрация которого зависит от количества водяной фазы и газообразных продуктов. Полученная таким образом соляная кислота способствует улучшению фильтрационной способности пласта в результате растворения карбонатных пород.
Растворимый в нефти углекислый газ, образующийся при горении порохового заряда, снижает ее вязкость, улучшает коэффициент подвижности, способствует снижению поверхностного натяжения на границе нефть - порода. Все это обусловливает увеличение эффективности метода с использованием пороховых изделий.
В промысловой практике применяется целый ряд конструкций пороховых изделий, из которых отметим бескорпусные генераторы ПГД-БК, разработанные Раменским отделом НПО «Союзнефтегеофизика» под руководством Б. М. Беляева, и аккумуляторы давлений для скважин (АДС).
Пороховой генератор давления (ПГД-БК) (рис. 1) желательно применять в случаях, когда необходимо создание высоких забойных давлений с целью образования в пласте трещин разрыва. ПГД-БК состоит из нескольких пороховых зарядов весом 10 кг каждый.
Рис. 4. Генератор давления пороховых газов ПГД-БК: 1 - кабель; 2 - кабельный наконечник; 3 - электрозапал; 4 - крешер; 5 - пороховой заряд; 6 - опорная трубка; 7 - изоляция
Пороховые заряды соединяются между собой с помощью опорных труб. Внутри каждого порохового заряда в опорной трубе устанавливаются дополнительные пороховые воспламенители, а пороховой воспламенитель с электрозапалом размещается в наконечнике. Такое конструктивное решение ПГД-БК значительно сокращает время сгорания снаряда. Так, если время сгорания снаряда АДС-5 составляет около 200,0 с, то сгорание снаряда ПГД-БК происходит в течение весьма короткого (0,1 - 0,3 с) периода времени.
Генератор давления ПГД-БК спускается на забой скважины с помощью бронированного кабеля КОБД-4 или КОБД-6, который одновременно является и питающим кабелем, по которому подается ток на электрозапал.
Поскольку горение порохового снаряда происходит в течение долей секунды, создаются высокие давления пороховых газов на забое скважины, повышающие величину горного давления. В результате в пласте образуются трещины, размеры которых зависят как от величины создаваемого забойного давления, так и от свойств продуктивных пластов. По оценке, приведенной И.И. Желтовым и Б.М. Беляевым, размеры трещин при пороховом разрыве пласта составляют от 16,0 до 20 м при толщине от 3,0 до 1,0 мм, призабойных давлениях, создаваемых генераторами, равных 43,0-45,0 МПа. При взрыве заряда происходит образование не единичной трещины, а целой серии, вследствие чего расчетные значения величины единичной трещины могут быть завышены. Однако
эти расчеты позволяют сделать вывод о глубине воздействия порохового заряда, улучшающего фильтрационную характеристику продуктивных пластов.
Применение термогазохимического метода с использованием генератора давления ПГД-БК для интенсификации притока нефти на скважине №7 Лео-новского газонефтяного месторождения Ростовской области позволило добиться увеличения добычи нефти почти в два раза.
Внедрение предлагаемой технологии увеличения нефтеотдачи пласта на других месторождениях позволит обоснованно принимать управленческие решения по интенсификации добычи нефти, повысить степень извлечения запасов, увеличить прибыль и эффективность нефтедобывающего производства.
Литература
1. Мальцев Н.А., Чазов Г.А., ПутиловМ.Ф. и др. Термогазо-
химическое воздействие на пласт. М., 1988.
2. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействия на нефтегазовые пласты. М., 2001.
3. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. М., 2002.
4. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М., 2002.
27января 2004 г.
Южно-Российский государственный технический университет (НПИ)
