Апробация новой технологии повышения нефтеотдачи разнопродуктивных пластов на российских и зарубежных месторождениях
Апробация новой технологии повышения нефтеотдачи разнопродуктивных пластов на российских и зарубежных месторождениях
Аннотация
В современных условиях, актуальной проблемой нефтегазовой отрасли России и за рубежом является увеличение себестоимости добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. По прогнозным оценкам экспертов, обеспеченность нефтяными ресурсами на эксплуатируемых месторождениях составляет около тридцати лет. Такие оценки касаются легкоизвлекаемых нефтяных запасов. На практике, большая часть разрабатываемых нефтегазовых месторождений находится на территориях с труднодоступными ресурсами нефти и газа. Поэтому сроки обеспеченности углеводородным сырьем сокращаются до двадцати лет. В этих условиях возникает необходимость в разработке и реализации инновационных технологий наибольшей нефтеотдачи разнопродуктивных пластов. В данном исследовании рассматривается новая технология перфорирования и увеличения нефтедобычи на отечественных и зарубежных месторождений, характеризующихся разной продуктивностью пластов. В работе проведен литературный обзор наилучших практик повышения нефтяной отдачи. Описана методика получения дополнительного объема нефтяного сырья и роста продуктивности пластов за счет использования в данной инновационной технологии химических и гидравлических методов. Достигнутые преимущества апробируемой методологии повышения нефтеотдачи по сравнению с применяемыми подходами показывают высокую конкурентоспособность предлагаемой нефтесервисной технологии.
1. Введение
За последние годы российская промышленность активно реализует программы импортозамещения. В соответствии с которыми большая часть оборудования для добычи нефти и нефтесервиса производится в России. В 2019 г. Минпромторгом России был утвержден план мероприятий по импортозамещению в отрасли нефтегазового машиностроения. Документом определены технологии и оборудование для увеличения нефтеотдачи, доля импорта которых должна уменьшиться к 2024 г. по отношению к 2018 г. не менее чем на 25–60%.
Согласно Стратегии развития минерально-сырьевой базы РФ до 2050 года развитие геологоразведочных работ, воспроизводство и использование природных ресурсов страны невозможно без усовершенствования законодательной базы по регулированию недропользования и усиления участия субъектов малого и среднего бизнеса .
Анализ мирового опыта показывает, что задача воспроизводства сырьевой базы нефтедобычи решается путем выполнения и совершенствования двух государственных программ: увеличения запасов посредством разведки новых месторождений и повышения извлекаемых запасов благодаря модернизации добычи нефти на основе инновационных технологий и промышленного применения современных третичных методов нефтеотдачи (МУН) .
Во множестве стран, занимающихся добычей нефти (например, США, Канада, Венесуэла, Норвегия, Китай, Индонезия, Казахстан и другие), для осуществления вышеуказанных государственных программ на стадии промышленных испытаний и внедрения современных методов увеличения отдачи нефтяного сырья предлагаются значительные экономические стимулы, включая налоговые каникулы. Это обусловлено высокими затратами и рисками на начальных этапах тестирования проектов МУН из-за нехватки или отсутствия опыта их применения. Тем не менее после широкого внедрения и достижения больших объёмов добычи нефти стоимость этих технологий значительно снижается, делая их доступными для всей нефтегазовой отрасли , , .
Эффективность добычи сырья из пластов зависит от современных методов разработки залежей. Сегодня уровень извлечения углеводородов признается недостаточным, поскольку их потребление продолжает расти. Средний коэффициент нефтеотдачи по всему миру варьируется от 25 до 40%. Для отдельных регионов этот показатель следующий: Латинская Америка и Юго-Восточная Азия — 24–27%; Иран — 16–17%; США, Канада, Саудовская Аравия — 33–37%; страны СНГ и Россия — до 40% , , .
Показатель напрямую связан с объемом запасов сырья и используемыми методами. Чтобы повысить эффективность извлечения сырья из пластов, необходимо внедрять современные технологии увеличения нефтеотдачи. В связи с этим растет интерес к инновационным техническим решениям, ведь традиционные способы добычи нефти не позволяют извлечь остаточные запасы, составляющие в среднем 55–75% от первоначальных залежей в пласте , .
Развитие технологий повышения нефтеотдачи является многоплановым и включает в себя как химические, так и физические методы. Ведущие страны, такие как США, Китай, Россия, Саудовская Аравия и Норвегия, инвестируют значительные ресурсы в НИОКР для разработки инновационных решений, направленных на увеличение эффективности добычи нефти и минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. Ключевые компании в этих странах активно внедряют передовые технологии и сохраняет их лидерство в отрасли.
Для России важным шагом может стать внедрение международного опыта, включая масштабирование успешных технологий через государственно-частные партнерства и привлечение инвесторов. Применение новых технологий позволит получить дополнительные объемы углеводородного сырья и обеспечить максимальный результат в нефтедобыче.
2. Постановка проблемы
Перфорирование — это процесс создания каналов (перфорационных отверстий) в обсадной колонне и цементном кольце, соединяющих скважину с продуктивным пластом. Основной целью перфорирования является обеспечение притока нефти и газа из пласта в скважину .
Применение химических методов предполагает закачку в пласт химических реагентов, что позволяет уменьшить межфазное натяжение и вязкость нефти, а также повысить проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП). Использование различных кислотных смесей позволяет растворить часть призабойной зоны пласта и повысить ее проницаемость .
Таким образом, при взаимодействии хлороводородной кислоты на карбонатные породы образуются солевые растворы, углекислый газ (СО₂) и вода, которые не сложным путем извлекаются в процессе эксплуатации скважины, создавая каналы проницаемости.
В условиях сверхвысоких температур газообразное состояние, выделившегося углекислого газа положительно влияет на снижение вязкости нефти.
В некоторых случаях в ПЗП образуются желейные смеси или выпадают труднорастворимые осадки, которые снижают проницаемость пласта или приводят к закупорке каналов, уменьшая результативность кислотной обработки. Возобновление эксплуатации скважин в результате их заводнения с помощью хлороводородного воздействия осуществляется на основе единоразовой закачки в нагнетательную скважину нормативного количества рабочего раствора.
Регулярная сернокислая обработка образует в призабойной зоне оторочки с отходами алкилированной серной кислоты. Тем не менее среди других химических методов, используемых для повышения притока нефти концентрированная серная кислота эффективно реагирует с пластовым составом, создавая химический и термодинамический эффекты .
Процесс повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличения притока нефти включает следующие способы:
1. Проведение физико-химической реакции путем взаимодействия поверхностно-активных веществ с углеводородными соединениями нефти.
2. Создание солевых кристаллов, снижающих образование трещин путем закупоривания пор.
3. Создание термодинамического эффекта от взаимодействия серной кислоты высокой концентрации с находящейся в пласте водой. Такая химическая реакция приводит к росту проницаемости пласта призабойной зоны за счет снижения количества известковой породы и выхода углекислого газа как ингибитора ускоряющего физико-химический процесс.
Наибольшее практическое применение получили кислотные составы на основе грязевой кислоты с добавлением фтора для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов. Важнейшим параметром таких кислотных растворов при обработке призабойных зон пласта является скорость их реакции с породой.
В процессе кислотной обработки наблюдается разрыхление и перемещение частиц кварца и глины, что может привести к закупориванию коллектора собственными частицами. Взаимодействие кислотных составов с глинистыми песчаниками характеризуется сложностью и требует дополнительных исследований .
Методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны широко используются при разработке нефтяных и газовых месторождений. Причиной этого является засорение призабойной зоны, вызванное накоплением твердых и набухших частиц породы, тяжелых смолистых остатков нефти, солей, осаждающихся из пластовой воды, парафиновых отложений, гидратов (в газовых пластах) и прочего. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяются механические, химические и физические методы , , . Перечень технологий, используемых для повышения нефтеотдачи пластов в современных условиях, приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Применяемые технологии и методы для повышении нефтеотдачи пластов
Методы и способы | В России | За рубежом |
1. Многостадийный гидроразрыв пласта (Hydraulic Fracturing) | - активно применяются технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП) для повышения нефтеотдачи на старых и низкопроницаемых месторождениях, таких как Баженовская свита; - ведутся работы по адаптации технологий к сложным геологическим условиям (например, низкопроницаемым и трудноизвлекаемым углеводородам). | - на международной арене технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) продолжают совершенствоваться, включая использование экологически безопасных компонентов и рециклинга жидкости; - в США и Канаде активно применяют технологии микросейсмического мониторинга для повышения качества гидроразрыва. |
2. Химическое извлечение нефтяного сырья (Chemical EOR) | - использование полимерных и щелочных растворов для усиления извлечения нефтяного сырья; - создание российских химических реагентов (сурфактантов, полимеров, щелочей) для снижения зависимости от импорта, особенно в условиях санкций. | - внедрение нанотехнологий, включая наночастицы для улучшения проникновения химических реагентов в пористую среду; - разработка новых классов поверхностно-активных веществ (ПАВ), устойчивых к экстремальным условиям (высокая температура, соленость). |
3. Газовые методы повышения нефтеотдачи (Gas EOR) | - инжекция углекислого газа (CO2-EOR) активно развивается как метод повышения нефтеотдачи и способ улавливания углерода (CCUS — Carbon Capture, Utilization, and Storage); - использование азота и природного газа для повышения давления в пласте. | |
4. Термохимические методы | - разработка технологий термохимического воздействия для улучшения подвижности нефти в пластах с высокой вязкостью; - использование горячих газов и парогазовых смесей в Западной Сибири. | - внедрение технологий паротеплового воздействия (Steam-Assisted Gravity Drainage, SAGD), особенно в Канаде, для добычи тяжелой нефти; - комбинированные методы, включающие термохимическое и паровое воздействие. |
5. Цифровизация и моделирование процессов | - применение искусственного интеллекта и машинного обучения для оптимизации параметров перфорации и выбора реагентов; - развитие технологий цифрового двойника скважины для более точного прогнозирования эффективности EOR. | - использование больших данных и искусственного интеллекта для анализа поведения пласта и управления процессами разработки. |
6. Инновационные подходы в перфорации скважин | - внедрение лазерных технологий перфорации для повышения точности и эффективности; - применение струйной перфорации (Jetting Technology) для минимизации повреждения пласта; - использование экологических химических методов; - применение микробиологических методов (использование микроорганизмов для биоразложения компонентов нефти и повышения ее подвижности). | - применениемикробиологического воздействия (генетическая модификация микроорганизмов для повышения эффективности МУН; разработка биореакторов для производства биоревенвалирующих реагентов); - интеграция ультразвуковых генераторов в системы закачки реагентов; исследования по влиянию ультразвука на параметры нефти и породы; - разработка биоразлагаемых реагентов для МУН; исследования по использованию возобновляемых компонентов в составах реагентов. |
Примечание: источники [5], [6], [7]
Анализ применяемых технологий и их обзор в периодической научной печати позволил выделить основные приоритеты научно-технологического развития в сфере геологического изучения недр, поисков, оценки и разведки месторождений полезных ископаемых :
- разработка технологий, направленных на увеличение коэффициентов извлечения минерального сырья и сокращение его потерь при добыче и переработке, в том числе за счет применения методов геолого-технологического картирования месторождений;
- разработка и совершенствование эффективных технологий рентабельной добычи и переработки низкокачественного и многокомпонентного минерального сырья, стратегического минерального сырья, техногенных отходов;
- формирование федерального научно-исследовательского центра технологий минерального сырья для создания и освоения технологий разработки различных типов месторождений, внедрения и масштабирования технологических цепочек получения продуктов глубокой переработки твердых полезных ископаемых, включая их утилизацию.
3. Методика исследования
Для извлечения углеводородов из сложных геологических структур часто требуется одновременная эксплуатация нескольких нефте- или газоконденсатоносных пластов с разными характеристиками (например, пластовым давлением, пористостью, проницаемостью, давлением насыщения, вязкостью, запасами углеводородов и т.д.). По мнению многих российских и зарубежных экспертов, одним из наиболее действенных методов увеличения добычи углеводородов на сегодняшний день является технология гидроразрыва пласта (ГРП). Однако специфические условия разработки многослойных, сложноустроенных объектов месторождений Западной Сибири усложняют прямое использование данной технологии. Для вовлечения в разработку разнородных пластов на многопластовых объектах предлагается использовать сложную многостадийную операцию — поэтапный гидравлический разрыв пласта. Далее рассмотрим в Таблице 2 методику оценки эффективности поэтапного гидравлического разрыва пласта с помощью ряда уравнений , , , .
Таблица 2 - Методика оценки эффективности поэтапного гидравлического разрыва пласта
Примечание: по источникам [8], [9], [10], [11]
При освоении многопластовых газовых и газоконденсатных объектов ключевым показателем становится равномерность извлечения запасов из разрабатываемых пластов. Равномерность выработки запасов пластов месторождения оценивается равенством темпов отбора текущих запасов каждого пласта. Темп отбора Ni определяется отношением накопленного отбора газа из i-го пласта на момент времени t после мероприятий по повышению нефтеотдачи и текущих запасов Wi в зоне дренирования данной скважины на момент проведения гидроразрыва (4). Соблюдение равенства темпов отбора и обеспечения равномерной выработки запасов пластов можно достичь уравнением (5).
Чтобы найти максимальную ширину трещины (𝝃), используя расчеты проникновения жидкости разрыва (ω0) в пласт с учетом объема жидкости, просочившейся сквозь стенки трещины в пласт и объема самой трещины, можно воспользоваться формулой (6).
Полудлина трещины L определяется нелинейным уравнением (7) путем исключения неизвестных Vт, Vф и ω 0. Ширина сомкнутой трещины (ω) выражается уравнением (8), а полудлина трещины (Lп), заполненной проппантом, составляет величину Lп = 0,9L.
Проницаемость трещины гидроразрыва (Ктр) определяется из выражения (9). Средневзвешенная по объему проницаемость прискважинной зоны пласта (Кпзп) рассчитывается уравнением (10). Потенциальный дебит скважины после мероприятий по гидроразрыву, полученный с использованием многозонной схемы притока и учетом перфорации скважины перед гидроразрывом определяется уравнениями (11–13).
Для успешного проведения поэтапного ГРП с целью оптимизации добычи углеводородов крайне важно теоретическое обоснование с учетом этих параметров. Расчёт технологических параметров ГРП (длины, ширины, проводимости трещины) исходя из фильтрационно-ёмкостных свойств продуктивных пластов и запасов углеводородов обеспечит при этом равные темпы отбора.
Методика расчёта параметров трещин и продуктивности нефтяных скважин при поэтапном ГРП на сложнопостроенных нефтяных объектах, представленная в табл. 2 обеспечит равномерное дренирование пластов с изначально разными коллекторскими свойствами. Технология проведения гидроразрыва в пологих и горизонтальных скважинах, повышающая приток флюидов в горизонтальный ствол из трещин была разработана ранее и подробно изложена в соответствующих публикациях , , .
При рассмотрении использования кислотных обработок и повышения эффективности применения кислотных композиций недропользователь преследует схожие задачи, а именно проведение кислотной обработки с наибольшим приростом по добыче в рамках эксплуатируемого продуктивного участка.
Таким образом, необходимо создать технологию повышения нефтеотдачи, включающую разнопродуктивные пласты, без изменения фильтрационных свойств через такие воздействия, как глушение, изоляция уже задействованных участков и насыщение пластов растворами при стабилизации ствола скважины. В рамках данного исследования авторы предлагают систему закачивания скважин «ОСА» как одно из решений для повышения эффективности ГРП, что позволяет осуществить до 20 этапов перфорации и ГРП силами одной ремонтной бригады в рамках системы пластового отбора с компенсацией разгрузки ствола (СПО КРС).
4. Результаты и обсуждение
Результаты поэтапного гидравлического разрыва в вертикальных скважинах зависят от множества факторов, таких как существующие условия, скин-фактор, наличие перфорационных отверстий, связь скважина-пласт и прочее. В рамках применения системы «ОСА» значительный потенциал заключается в возможности проводить неограниченное количество циклов перфорации/ГРП и высокоэффективных кислотных обработок. Применение данной компоновки решает проблему повышения нефтеотдачи не увеличивая себестоимость операции. Использование предлагаемой системы решает проблему привлечения множества подрядчиков (перфорация, пакерный сервис, компенсация разгрузки пласта (КРС) для отсыпки интервала ранее проведенного ГРП, КРС для нормализации после проведения всех операций) . Сравнительная оценка результатов применения технологий повышения нефтеотдачи пластов представлена в табл. 3.
Таблица 3 - Сравнительные результаты применения технологий повышения нефтеотдачи
Показатели | Существующая технология | Предлагаемая технологии |
Группа пластов А | ||
Дебит по жидкости, м3/сут | 18,8 | 32,9 |
Обводненность, % | 15,2 | 23,7 |
Дебит по нефти, т/сут | 4,8 | 15,3 |
Группа пластов Ач | ||
Дебит по жидкости, м3/сут | 5,7 | 43,7 |
Обводненность, % | 4,7 | 34,4 |
Дебит по нефти, т/сут | 3,4 | 7,5 |
Группа пластов Б | ||
Дебит по жидкости, м3/сут | 9,6 | 24,7 |
Обводненность, % | 7,8 | 19,2 |
Дебит по нефти, т/сут | 4,0 | 8,6 |
Затраты на 1 скважину, тыс руб | 5340 | 1540 |
Количество часов | 130 | 52 |
Примечание: по источникам [12], [13]
При использовании системы заканчивания скважин «ОСА» отпадает необходимость проведения ряда вышеуказанных операций. Ремонт скважины на компоновке «ОСА» позволяет произвести множество перфораций и ГРП за одну спускоподъемную операцию, осуществляемую бригадой КРС. После выполнения всех операций нормализация не требуется. При заканчивании горизонтальных участков скважин нет необходимости в применении муфт МГРП, а как итог дополнительных работ по фрезерованию их в дальнейшем.
Практичность и жизнеспособность предлагаемой технологии доказана рядом испытаний с представителями нефтяных компаний и научных институтов. Разработанная технология основана на симбиозе возможностей для перфорации и проведения ГРП или обработки пласта закачкой (ОПЗ), что позволяет при желании проводить более пяти перфораций плюс гидравлический разрыв, не совершая дополнительных СПО и не вынимая инструмент из скважины .
При использовании кислотных обработок предложена перфорационная система гидромеханического действия, объединяющая несколько этапов проведения работ по повышению нефтеотдачи в один, а именно: перфорацию (реперфорацию). Кислотная обработка интервала проводится путем создания реактивной кислотной струи со значительным проникновением кислот вглубь прискважинной зоны тем самым повышая эффективность мер нефтеотдачи. В скважинных условиях вода заменяется на кислотные компоненты , .
На базе авторского, защищенного российского патента предлагаемая технология позволяет оказывать конкурентоспособные услуги и реализовывать их на внешних рынках за счет более эффективного использования производственного, инновационного, кадрового и рыночного потенциалов компании.
Предлагаемую инновационную технологию планируется использовать за рубежом. Первые испытания будут проведены в Египте в рамках действующих контрактов. На исследования и разработку технологии планируется освоить более 80 млн. руб., что также повысит уровень инновационной активности страны .
Разработанная авторами технология имеет существенные конкурентные преимущества по сравнению с предлагаемыми на нефтесервисном рынке отечественными и зарубежными методами, которые заключаются в следующем:
- оснащенность режущими элементами создает продольные каналы, увеличивающими нагнетание нефти в пласт;
- комплексность работ на одном оборудовании, включает соляно-кислотную обработку (имеет кислотостойкость до 15%), освоение, перфорацию, промывку пласта;
- замена дорогостоящих сервисов ГНКТ и ГРП (гибко-насосной компрессорной трубы и гидравлического разрыва пласта) уменьшает стоимость и ускоряет работы;
- отсутствие фугасности (взрывчатых веществ);
- применение в зонах особой опасности не требует получения многочисленных разрешений;
- многоцикличность проведения перфорации и ремонтно-изоляционных работ (РИР) за одну спуско-подъемную операцию (обработка до 20 интервалов перфорация + ОПЗ/РИР);
- применение в цементируемых и нецементируемых эксплуатационных колоннах 102-178 мм.
Потенциальные области применения предлагаемой технологии заключается в том, что по мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается . Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах). Более 60% объема бездействующего фонда скважин нерентабельны в связи с низкой энергоэффективностью и высокой себестоимостью существующих технологических решений для извлечения нефти. Фонд действующих нефтяных скважин в России и зарубежных стран с дебитом менее 30 м3/сут составляет около 50% всего фонда скважин.
5. Заключение
Высокий экспортный потенциал технологии позволяет ООО «Новые технологии севера» производить конкурентоспособную продукцию, на базе авторского патента и оказывать комплекс услуг на внешних рынках за счет эффективного использования производственного, инновационного, кадрового и рыночного потенциалов компании (заключены контракты с «Meta Energy Inc.» (Казахстан), «NNK Company Trade», АО НК «КазМунайГаз», на проведение работ) .
Предлагаемую инновационную технологию повышения нефтеотдачи планируется использовать за пределами страны. В частности, планируется проведение первых испытаний в Египте в рамках действующих контрактов. Авторский комплекс заканчивания скважин «ОСА»24 позволяет применять данную технологию при проведении полевых испытаний на скважинах потенциального заказчика.
Данная технология относится к экологически чистому способу эффективной добычи дефицитных видов полезной ископаемых.
Востребованность инновационной технологии за пределами страны и на территории РФ может обеспечить вовлечение новых бизнес-партнеров, повысить благоприятный инвестиционный климат и уровень инновационной активности нефтедобывающей отрасли.