Россия
Россия
Россия
Нефтеотдача, измеряемая коэффициентом извлечения нефти (КИН), является ключевым показателем эффективности добычи нефти. В России КИН снизился до значения 0,3, тогда как в США этот показатель вырос до 0,4. Около 90 % российской нефти добывается крупными холдингами, структура запасов смещается в сторону трудноизвлекаемых, что требует применения новых методов увеличения нефтеотдачи. Первичная и вторичная добыча позволяет извлечь лишь 20–50 % нефти, что делает необходимым применение третичных методов. Развитие горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта способствует разработке новых участков месторождений, но требует тщательной подготовки скважин для минимизации рисков и удорожания. Очистка призабойной зоны с использованием кислотных составов часто является единственным экономически выгодным способом восстановления продуктивности горизонтальной скважины. В статье рассмотрен усовершенствованный метод отклонения кислотного состава, использующий гуаровую гель с отсроченной «сшивкой», который обеспечивает равномерную обработку всех продуктивных зон пласта. Технология позволяет проводить непрерывную многоступенчатую кислотную обработку, временно блокируя высокопроницаемые зоны и увеличивая охват кислотного воздействия на слабодренируемые участки. Расчет объема отклонителя учитывает среднюю эффективность жидкости после мини-ГРП, корректируя объем в зависимости от эффективности жидкости на каждом порту.
коэффициент извлечения нефти, методы увеличения нефтеотдачи, кислотная обработка
Введение
Нефтеотдача – это основной показатель эффективности добычи нефти из скважины, измеряемый коэффициентом извлечения нефти (КИН) – отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9–75 %). Анализ опыта иностранных компаний показывает, что для увеличения количества рентабельно извлекаемых запасов необходимо увеличить расходы на научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы. Согласно оценкам, при использовании современных нефтегазовых технологий, учитывая структуру запасов, средний коэффициент извлечения нефти в России может увеличиться до 0,60–0,65 [1].
Россия занимает восьмое место в мире по запасам нефти и лидирует в мировой добыче этого ресурса. Однако 90 % добычи приходится на несколько крупнейших вертикально интегрированных холдингов из более чем 500 добывающих компаний. В технологическом плане Россия отстает от развитых стран: КИН в России снизился до 0,3, в то время как в США он увеличился до 0,4 при значительно худшей структуре запасов. За рубежом нефтяные компании достигают КИН на уровне 0,4–0,45 на отдельных объектах и 0,5 на крупных месторождениях. Средний КИН составляет: для активных запасов – 0,38–0,45; для низкопроницаемых коллекторов (НПК), которых в России более 25 %, – 0,1–0,35; для высоковязких нефтей – 0,05–0,25. С каждым годом в составе разрабатываемых месторождений становится все больше месторождений с низкой проницаемостью и высокой обводненностью продукции. По этой причине проектный по пятилетним периодам КИН по российским месторождениям и снизился. В последние годы в балансе российских запасов нефти запасы в НПК составляют уже почти 40 %.
Необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи
Сырая нефть извлекается с использованием трех основных процессов: первичного, вторичного и третичного методов повышения нефтеотдачи.
Во время первичной добычи нефть выходит из нефтяного пласта под действием естественного давления захваченной жидкости. По мере продолжения первичного процесса пластовое давление снижается и уже не способствует продвижению нефти к добывающим скважинам. С целью повышения и поддержания давления в пласте проводят закачивание воды или газа, что приводит к так называемому вторичному процессу добычи нефти [2].
Обычно первичный и вторичный процессы позволяют извлечь около 20–50 % нефти в зависимости от характеристик нефти и коллектора, что является только 1/3 от общего объема нефти. Оставшуюся нефть можно добыть с помощью технологий повышения нефтеотдачи. Учитывая рост энергопотребления и спрос на новые углеводородные ресурсы, а также принимая во внимание факт снижения продуктивности первичной добычи нефти, для интенсификации добычи необходимо применять варианты третичной добычи – новые методы увеличения нефтеотдачи (МУН).
Известные способы добычи трудноизвлекаемых запасов
Изменение структуры запасов в сторону трудноизвлекаемых привело к быстрому увеличению числа горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП), что дало возможность разрабатывать новые участки месторождений и значительно повысить их рентабельность. Методы проведения МГРП быстро развивались от простых прострелочно-взрывных работ (ПВР) и пакер-пробок до растворяющихся муфт и муфт с возможностью многократного открытия и закрытия. Повторная стимуляция таких скважин вызывает множество проблем, связанных с подготовкой ствола скважины, что приводит к удорожанию геолого-технических мероприятий (ГТМ) и рискам снижения рентабельности. Очистка призабойной зоны с использованием кислотных составов часто является единственным экономически выгодным способом восстановления продуктивности горизонтальной скважины (ГС).
Восстановление коэффициента продуктивности скважины Кпрод в таких случаях становится непростой задачей, т. к. обработка каждого порта отдельно, даже с использованием гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ), невозможна без применения технологий отклонения. Если использовать пакерные системы, то возникают дополнительные сложности, связанные с повторными гидравлическими разрывами пласта (ГРП) и длительной нормализацией ствола скважины, которую иногда невозможно завершить. Если применение пакеров невозможно или экономически нецелесообразно, то используются химические отклонители для проведения «слепой» многостадийной обработки призабойной зоны (ОПЗ).
Предлагаемое решение
С целью восстановления продуктивности горизонтальных скважин компания «Роснефть» усовершенствовала существующую технологию отклонения кислотного состава в наклонно-направленных скважинах, а именно добавила к технологии закачки гуарового геля отсроченную «сшивку» [3]. Главным образом на этот процесс влияет температура: чем она выше, тем больше вязкость. При использовании в наклонно-направленной скважине требуется от 3 до 5 часов для полной полимеризации геля. Такой подход сделал невозможным непрерывное многостадийное отклонение. Технология была улучшена в отношении времени полимеризации, как показано на графике зависимости вязкости отклонителя от температуры (рис. 1).
Рис. 1. Вязкость отклонителя при скорости сдвига в 100 с–1
Fig. 1. Viscosity of the deflector at a shear rate of 100 s–1
Теоретическая основа этой технологии заключается в равномерной кислотной обработке всех продуктивных зон пласта с применением отклоняющего потока. Технология с использованием потокоотклонителя позволяет проводить непрерывную многоступенчатую кислотную обработку призабойной зоны горизонтальных скважин путем введения сухого вещества в поток закачиваемой пресной или технологической воды в скважину, что создает высоковязкую структуру (с вязкостью от 500 мПа∙с) на входе в призабойную зону пласта. Таким образом, высокопроницаемые зоны временно блокируются, и последующая кислотная пачка воздействует на менее проницаемые зоны, увеличивая охват кислотного воздействия на слабодренируемые участки продуктивного пласта. Число этапов «кислота – отклонитель – кислота» определяется на основе количества вскрытых зон пласта (портов) в хвостовике скважины с горизонтальным окончанием. Закачка кислотного состава происходит до первого порта – «носка» горизонтального участка. После реакции кислотного состава в призабойной зоне пласта продукты реакции распределяются по пласту (рис. 2) [3–5].
Рис. 2. Теоретическое распределение кислотного состава в горизонтальном окончании:
1, 5 – стадии кислоты; 2, 4, 6, 8 – стадии буферной жидкости; 3, 7 – стадии отклонителя
Fig. 2. Theoretical distribution of acid composition at the horizontal end:
1, 5 – acid stages; 2, 4, 6, 8 – buffer liquid stages; 3, 7 – diverter stages
Расчет расхода объема отклонителя на одну стадию производился исходя из среднего объема порового пространства каждой трещины порта. Учитывая использование низкорасходных насосных агрегатов, таких как СИН-32, итоговый объем отклонителя корректировался с учетом средней эффективности жидкости на каждом порту после мини-ГРП. В рассматриваемых случаях средняя эффективность жидкости по пласту принималась равной 30 %, что означает увеличение объема отклонителя в 3 раза. Следует отметить, что этот расчет подходит для определения начальной точки в определении объема отклонителя при отсутствии опыта эффективного использования технологий отклонения.
Заключение
Предлагаемая методика многостадийной ОПЗ является эффективной и экономичной, т. к. позволяет закачивать нужное количество стадий отклонителя без использования специального оборудования и временных затрат. Технология также подходит для обработки горизонтальных скважин с различными типами хвостовиков и обеспечивает стабильную вязкость отклонителя при пластовой температуре. Высокая эффективность технологии подтверждается результатами ее применения в двух разных компаниях, где 80 % скважин достигли запланированных стартовых показателей. Однако при выборе скважин-кандидатов также важно проводить комплексный анализ предыдущих операций для определения причин загрязнения призабойной зоны пласта и достижения максимального результата.
1. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов. Ч. I: методические указания к практическим занятиям / сост.: Л. А. Сайченко. СПб., 2022. 50 с.
2. Рузин Л. М., Морозюк О. А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). Ухта: УГТУ, 2014. 126 с.
3. Братцев А. А., Горбунов А. Н., Галлямов Н. З., Ахметзянов И. Ш., Синицына Т. И., Хаматгареев М. Ф. Многостадийная кислотная обработка призабойной зоны горизонтальных скважин с применением поток отклоняющей технологии. URL: https://www.rogtecmagazine.com/многостадийная-кислотная-обработка/?lang=ru (дата обращения: 01.09.2024).
4. Дубинский Г. С. Технологии воздействия на карбонатный коллектор с целью ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти // Вестн. акад. наук РБ. 2020. Т. 34, № 1 (97). С. 48–58.
5. Зейгман Ю. В., Лысенков А. В., Мухаметшин В. В., Султанов Ш. Х., Котенев Ю. А. К вопросу выбора технологии кислотного воздействия для интенсификации добычи нефти // Геология, геофизика и разработка нефт. и газ. месторождений. 2017. № 6. С. 44–50.
